Comercialización Profesional de Energía

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TGS asume un ambicioso plan de reducción en sus emisiones de metano

La compañía presentó un que reúne los principales indicadores ambientales, sociales y de gobierno corporativo de su gestión 2023. El informe de la empresa distribuidora contempla 9 de los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible. TGS presentó su Plan Estratégico ASG donde detalla sus indicadores de gestión en lo que fue el 2023 y presentó su estrategia corporativa en sustentabilidad. Allí estableció líneas de acción de triple impacto, convirtiéndose también en una guía para la gestión de la compañía. El 12° Reporte ASG es un documento que alinea los más altos estándares internacionales GRI y SASB y está elaborado a partir […]

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El único país de América Latina que será rico en 2025 y parte del top 10 del ranking mundial

Un país de América Latina ingresará el top 10 de las economías más grandes del mundo en 2025, al ocupar el décimo lugar, según las proyecciones del Fondo Monetario Internacional (FMI). Este logro se reflejará como el resultado de una serie de políticas económicas y sociales que han permitido a ese país mantener un crecimiento sostenido y superar diversos desafíos. La posición de esta nación en este ranking mundial resalta su notable crecimiento y estabilidad económica. En contraste con otras naciones de Latinoamérica, Brasil ha implementado reformas clave que han fortalecido su economía. Estas reformas han permitido al país mantenerse […]

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Petrobras vendió el 30% de Brentech

Petrobras vendió a Enegen el 30% de la termoeléctrica Brentech por 2 millones de dólares, según señaló la petrolera en un comunicado al mercado de valores.
Enegen ya contaba con el 70% de la participación accionaria de Brentech, y se ha hecho así con la totalidad de la misma.

Petrobras especificó en el comunicado que esta transacción está en línea con su estrategia de descarbonización, optimización de porfolio y “priorizar las inversiones en plantas termoeléctricas de gas natural de alta eficiencia”, añadiendo que la termoeléctirca no aportaba sinergias al alimentarse de gasoil.

Brentech está compuesto por un único activo: la Unión Temporal de Empresas (UTE) Goiânia II. Ubicada en Aparecida de Goiânia (en el Estado de Goiás), esta UTE utiliza motogeneradores diésel, con una capacidad total instalada de 145 megavatios (MW).

La unidad entró en operación comercial en enero de 2009 y sus contratos de venta de energía en el ambiente regulado finalizaron en diciembre 2023. Actualmente se encuentra en proceso de desmovilización.

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Cuál es el costo de la energía que importó el gobierno para cubrir el aumento de la demanda eléctrica por las bajas temperaturas

Frente a las bajas temperaturas que se registraron en gran parte del país y la limitación de la generación local para cubrir el pico de demanda eléctrica, el gobierno debió importar energía desde países limítrofes para cubrir el pico de consumo. El lunes pasado se importaron unos 1200 megawatt (MW) desde Uruguay, Bolivia y Chile.

La mayor parte de esa energía adquirida por Cammesa- la compañía encargada del despacho de energía y administradora del Mercado Eléctrico Mayorista- provino desde UTE, la empresa generadora de electricidad que controla el estado uruguayo, que vendió hacia la Argentina energía termoeléctrica generada en un ciclo combinado y un restante desde parques eólicos. Una parte de esa energía se importó a 80 dólares por megawatt por hora (MWh) y 500 MW termoeléctricos generados en ciclo combinado y motores a US$ 210 por MW por hora, según informaron a EconoJournal fuentes al tanto de la transacción.

Esta situación llevó a que se pague a un valor superior por la energía por el hecho de importarla. Esto es así porque el costo de producción de energía en la Argentina en mayo se ubicó en torno a los 85 dólares. Y ahora el gobierno llegó a abonar hasta 210 dólares por MW por hora, es decir, casi dos veces y medio más.

Importación

Además, esta semana se importaron 2.880 MW por hora de energía desde Bolivia y 100 MW por hora de electricidad desde Chile. El martes al mediodía la demanda se ubicó en 21.678 MW, y la importación significó un 6% en la matriz de generación eléctrica. Esto representó 1242,6 MW, 1071 MW provenientes de Uruguay, 114 de Bolivia, 28 MW de Chile y 28 MW de Paraguay.

Desde Brasil no hubo importación debido a las inundaciones en el estado de Rio Grande do Sul que provocaron que la infraestructura eléctrica se encuentre en una condición crítica, con decenas de líneas de transmisión fuera de servicio, lo que a su vez impactó en el la gestión del Sistema Argentino de Interconexión Eléctrica (SADI). Aun así, se estima que Brasil liberaría aproximadamente 1000 MW.

, Loana Tejero

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Colaboración sin límites: El impacto del megaproyecto de Eduardo Eurnekian

La estrategia de YPF de diversificar sus operaciones y explorar nuevas cuencas en busca de reservas de hidrocarburos no convencionales está comenzando a dar frutos. Recientemente, la empresa estatal concluyó la primera etapa de sus exploraciones en la provincia de Mendoza, específicamente en la zona de Malargüe. Este movimiento forma parte de la estrategia de la compañía de expandir la producción de Vaca Muerta hacia otras regiones del país. En paralelo, YPF ha iniciado un ambicioso proyecto en la provincia de Santa Cruz, en colaboración con Compañía General de Combustibles (CGC), propiedad de Eduardo Eurnekian. Este proyecto, conocido como Palermo […]

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Chevron Argentina y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires firman acuerdo de colaboración

Chevron Argentina dotará a la Facultad de Ingeniería de equipamiento electrónico y mobiliario para optimizar la experiencia formativa de los estudiantes de la carrera de Ingeniería en Petróleo. Chevron Argentina S.R.L y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires sellaron un acuerdo de colaboración, con el objetivo de fortalecer la experiencia educativa de los estudiantes de grado de la Carrera de Ingeniería en Petróleo. La alianza nace en el marco de la creciente demanda de la industria de petróleo y gas de contar con profesionales calificados para el desarrollo de Vaca Muerta y del sector energético en […]

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Ambiente realizó una inspección al Pozo MAY.PA.x-1 de la Compañía General de Combustibles

La Secretaría de Estado de Ambiente de la Provincia de Santa Cruz concretó la primera inspección al pozo exploratorio MAYPA.x-1 de la empresa Compañía General de Combustibles (CGC) S.A. La tarea desplegada busca evaluar el potencial de producción de hidrocarburos no convencionales de la formación Palermo Aike. La visita tuvo como objetivo principal, constatar el grado de cumplimiento de las acciones declaradas en el Estudio de Impacto Ambiental presentado por la empresa CGC S.A. al momento de tramitar el permiso ambiental del proyecto. El pasado miércoles 22 de mayo, personal técnico de la Secretaría de Ambiente realizó la primera inspección […]

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Arrancó «GenEra Neuquén», el programa educativo de Vista y Tecpetrol, con su primer curso

Las formaciones son impartidas por expertos de la UTN, UFLO y Escuela Técnica Roberto Rocca de Campana y profesionales de las compañías patrocinantes. Arrancó «GenEra Neuquén», el programa educativo de Vista y Tecpetrol, con su primer curso El acuerdo contempla una inversión de 1 millón de dólares por parte de cada empresa durante un período de tres años. El programa GenEra Neuquén, la iniciativa educativa de Vista y Tecpetrol junto a la Provincia, tuvo su acto inaugural ayer martes y comenzó su marcha con el primer curso de formación. El objetivo es fortalecer la educación técnica en la región y […]

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YPF incrementó su exploración en Santa Cruz y Mendoza

Con proyectos en Malargüe y Palermo Aike, YPF continúa con su exploración de hidrocarburos en Mendoza y Santa Cruz en un esfuerzo por incrementar la producción de Vaca Muerta. La estrategia del Estado argentino, YPF, de concentrarse en nuevos descubrimientos en lugar de en las regiones productoras de petróleo de los Andes, comienza a tomar forma, particularmente con su enfoque en Vaca Muerta y las reservas de hidrocarburos no convencionales. La compañía finalizó la primera fase de exploración en la provincia de Mendoza, centrándose en la región de Malargüe, con el objetivo de integrar esta región a la producción que […]

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Brindan préstamos a interés cero y otras medidas esenciales para emprendedores platenses

La Plata es una ciudad que ha lanzado un conjunto de políticas destinadas a fortalecer el ecosistema emprendedor bonaerense en colaboración con el Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de la Provincia de Buenos Aires. Este paquete de medidas incluye financiamiento sin interés, capacitación y apoyo comercial y tecnológico a las micro, pequeñas y medianas empresas (MiPyMEs). El anuncio se hizo durante un acto realizado en el Centro Cultural Islas Malvinas, donde se instaló la primera Mesa de Emprendimiento Bonaerense en el municipio. La provincia de Axel Kicillof ha incorporado iniciativas en su política activa para fomentar la inversión, […]

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Perú aprueba el proyecto de exploración de hidrocarburos

La declaración de impacto ambiental (DIA) de Olympic Perú para realizar exploraciones en el bloque terrestre XIII fue aprobada por el Ministerio de Energía y Minas (Minem) de Perú. Este proyecto, cuenta con un costo de US$19 millones y un plazo de siete meses, aborda la compra de sísmica 3D en el área Casita, ubicada en la región de Piura. Las obras abarcarán 212 km2 y definirán con mayor detalle los resultados de los datos sísmicos 2D recopilados previamente para identificar los lugares de desarrollo. La aprobación no implica el otorgamiento de autorizaciones, permisos u otros requisitos legales que Olympic […]

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En plena crisis por la falta de gas referentes del sector debatirán sobre cómo promover inversiones en infraestructura

Los máximos directivos locales y regionales de empresas de los segmentos de producción, transporte y distribución de gas natural debatirán sobre proyectos de infraestructura, inversiones y desafíos de corto y largo plazo en el sector, en una nueva edición del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

La jornada tendrá lugar el miércoles 12 de junio, en el Salón Dorrego del Hípico Alemán, en Buenos Airesm, bajo la consigna «Cómo promover inversiones en medio de una transición desde mercados administrados hacia otros competitivos».

Los speakers disertarán sobre los proyectos necesarios para explotar el potencial de Vaca Muerta y el grado de avance que presenta cada uno. También analizarán cuán viable es la materialización de las obras que hacen falta en el segmento de midstream y transporte de hidrocarburos, desde el Vaca Muerta Sur hasta una nueva planta de separación de líquidos del gas natural.

Partciparán Oscar Sardi, de TGS; Gustavo Gallino, de YPF; Ricardo Hosel, de Oldelval; Emilio Nadra, de CGC; Daniel Ridelener, de TGN; Andrés Scarone, de MEGA; Javier Martínez Álvarez, de Tenaris; Gabriela Aguilar, de Excelerate Energy; Soledad Lysak, de TotalEnergies; Mariano D’agostino, de Wintershall Dea; Jaime Barba, de Camuzzi; y Rodolfo Freyre, de Pan American Energy.

También estarán Tomás Córdoba, de Metrogas; Gerardo Gómez, de Naturgy; Santiago Romero Oneto, de Gas Andes; Alejandro Larrive, de Methanex; Pablo Brottier, de Sacde; Carlos Mundín, de BTU; Alejo Calcagno, de Techint; Santiago Patrón, de Pampa Energía; y Mario Patiño, de Insight M.

Temas de agenda

Los referentes del sector gasífero darán cuenta sobre cómo capturar nuevas demandas para el gas argentino y las posibilidades que existen en cuanto al mercado chileno, brasilero y la petroquímica. Además, brindarán detalles sobre la agenda de los productores para impulsar un proyecto único de Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés).

Asimismo, hablarán sobre los desafíos de corto y largo plazo y los pasos a seguir para evitar el cierre de pozos en años cálidos. También, explicarán cuánto puede cambiar el mercado por el desarrollo de gas asociado al petróleo.

Segmento regulado

Los speakers exhibirán cuál es el escenario que enfrentan las empresas distribuidoras de gas natural tras la actualización tarifaria. Y compartirán un análisis de la consistencia macroeconómica de las decisiones del gobierno en materia de tarifas.

En esa misma línea, plantearán cómo evitar que la agenda coyuntural invisibilice las transformaciones que está transitando el sector a nivel global. 

El evento cuenta con cupos limitados. Las entradas están disponibles a través de este link.

, Loana Tejero

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PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron el Parque Eólico San Luis Norte

PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron rl Parque Eólico San Luis Norte ubicado en la localidad de Toro Negro, departamento de Belgrano al norte de la provincia de San Luis. En el acto estuvo presente el gobernador de San Luis, Claudio Poggi; directivos de las empresas, autoridades nacionales y provinciales y representantes de la comunidad.

El parque, que se despliega en un predio de 1500 hectáreas de extensión, cuenta con 25 aerogeneradores con una capacidad instalada de 112,5 Mw de potencia e implicó una inversión de 210 millones de dólares.

El parque

Este complejo renovable tiene previsto, según se anunció en el acto, una etapa adicional que consiste en la construcción de un parque de energía solar con 18 MW de potencia que lo va a convertir en el primer parque de generación de energía renovable híbrida del país, poniendo en valor el recurso eólico y el solar que tiene esa región de la provincia. De esta forma, el complejo tendrá una capacidad instalada total de 130,5 MW de potencia, lo que equivale al abastecimiento de electricidad para 210 mil viviendas por año, al mismo tiempo que contribuirá a una reducción de emisiones anual de 190 mil toneladas de carbono. 

Martín Federico Brandi, CEO de PCR, expresó: “Nos sentimos muy orgullosos de poder inaugurar nuestro primer parque de energía eólica en la provincia de San Luis y también por poder comunicar hoy nuestro compromiso de iniciar la construcción del parque solar ampliando su capacidad de generación a otros 18MW, convirtiéndose así en el primer parque hibrido de la Argentina».

Asimismo, el ejecutivo informó que «se trata de un paso más que damos como compañía, demostrando que somos protagonistas e impulsores de la transición energética de nuestro país, brindando soluciones para favorecer la descarbonización de las industrias que buscan contribuir con un planeta más limpio”.

Por su parte, Federcio Amos, CEO de Acindar sostuvo que “la inauguración de las operaciones del Parque representa un importante hito en la historia de ArcelorMittal Acindar. Somos pioneros en la industria siderúrgica argentina en el abastecimiento de energías renovables, y los primeros dentro de ArcelorMittal a nivel global en implementar un proyecto de esta envergadura».

Por último, agregó: «Estamos orgullosos de ser impulsores junto a PCR de la generación renovable del país y al mismo tiempo contribuir con el planeta a partir de la reducción de emisiones a la atmósfera”.

, Loana Tejero

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La apuesta de uno de los creadores del pendrive por el litio argentino: “Milei está a la altura de las expectativas”

Recostado sobre su sillón en el hall del hotel Park Tower en Retiro, Simon Litsyn se divierte cuando le preguntan si es el inventor del pendrive. La consulta surge a partir de un dato en su vasto currículum: desarrolló para el empresa M-Systems la primera memoria USB introducida al mercado, posteriormente vendida a SanDisk. Este científico de larga trayectoria académica y empresarial en Israel explica que participó en el desarrollo de un componente crítico en esta tecnología de almacenamiento de datos, aunque no cree que se le deba atribuir el título de inventor del pendrive. Tampoco le interesa tenerlo, porque tiene otro objetivo mayor en mente: desarrollar la tecnología de extracción directa de litio a escala comercial. Lo esta haciendo de la mano de una empresa propia, Xtralit, que hace poco anunció su primera inversión en la Argentina, uno de los motivos que lo trajeron a Litsyn al país por primera vez.

XtraLit, una startup israelí fundada por Litsyn en 2021, anunció en febrero un plan de inversiones por US$ 104 millones en el país. El empresario se lo comunicó a la canciller Diana Mondino en Israel, en el marco de la visita del presidente Javier Milei a ese país en febrero.

En la Argentina, Xtralit cuenta con el respaldo de Dragones Venture Partners, un grupo de inversores de venture capital entre los que figuran Diego y Martín Teubal, accionistas y directores de BGH, Dario Fainguersch, Daniel Aisenberg, Diego Zbar, Andrés Perez y Miguel Ángel Graña. La firma argentina fue una de las principales aportantes en la ronda de inversión realizada en marzo y en la que XtraLit obtuvo fondos por US$ 30 millones para su expansión internacional y local. Además de Dragones Venture, formaron parte de la ronda inversores extranjeros como Halliburton, Geolit Energy, Arkin Holdings y fondos de inversión de los Estados Unidos.

El CEO de Xtralit acaba de visitar el país para participar en la conferencia Direct Lithium Extraction 2024 y mantener reuniones con representantes de provincias, inversores y socios. Durante su estadía en Buenos Aires, Litsyn accedió a hablar con EconoJournal sobre la tecnología de extracción directa de litio (DLE) que esta siendo desarrollada por Xtralit, el plan de inversiones de la empresa en la Argentina, el panorama para las inversiones extranjeras en la presidencia Milei y el potencial para obtener litio en las operaciones de petróleo y gas.

Simon Litsyn, CEO de Xtralit.

-Participó en la conferencia de Extracción Directa de Litio 2024 celebrada en Buenos Aires. ¿Qué tan competitivo es el panorama de las empresas que trabajan en desarrollos de DLE?

En primer lugar, es una confirmación más de que la tecnología aún se encuentra en las primeras etapas. Creo que tomará algún tiempo hasta que eventualmente se convierta en una tecnología dominante, porque es mucho más progresiva y ecológica en comparación con las tecnologías tradicionales. Estas tecnologías todavía necesitan o tienen que demostrar su valía en grandes proyectos porque hasta el momento no hay proyectos a gran escala. Sólo hay proyectos piloto aquí y allá y es necesario ampliarlos aún más para que se conviertan en grandes proyectos. Ahora, por un lado, hay varias empresas que están haciendo diferentes tipos de Del, no existe un enfoque único que haya demostrado ser preferible a otros, pero según mi conocimiento, la cantidad de lugares donde se puede utilizar esta tecnología es mucho mayor que el número de empresas que pueden presentar o pueden introducir la tecnología. Entonces, en general, la situación es que todavía hay espacio para que otros entren y los primeros en llegar, por supuesto, como siempre, tienen mejores posibilidades de tener éxito.

-¿Cómo encaja la tecnología de Xtralit en este panorama?

Creemos firmemente que nuestra tecnología tiene un rendimiento mejor que el rendimiento de la mayoría. Sin embargo, no existe una tecnología que sea la mejor en todos los casos. Esto significa que para cada salmuera hay que encontrar la que mejor se adapte desde el punto de vista tecnológico. Entonces, nuestro enfoque, nuestra tecnología, es la mejor para muchas salmueras, pero no para todas. Y hay otras tecnologías que serán mejores para otras salmueras. Es una situación saludable, hay lugar para la competencia. Estoy totalmente a favor de la competencia dondequiera que vaya. Y si fuéramos la única empresa que promueve DLE, esta situación me parecería insalubre y peligrosa.

-Ya probaron esta tecnología en las aguas del Mar Muerto y también tomaron muestras de litio en Catamarca y Salta. ¿En qué etapa de desarrollo se encuentra actualmente su tecnología?

Cada una de estas tecnologías tiene dos componentes. Uno utiliza algún material mágico que tiene las propiedades de poder atraer, absorber el litio y rechazar el resto de los elementos. Y con solo poner o hacer pasar esta salmuera a través de este material llamado sorbente, podemos atrapar los iones de litio y dejar que el resto de los iones pasen y regresen a donde pertenecen. Por eso la tecnología tiene dos componentes, uno es la producción o fabricación de este material, y el otro es diseñar y construir las instalaciones que extraerán el litio utilizando ese material. En el primer componente estamos en el nivel industrial completo, por lo que podemos fabricar el sorbente en cantidades esencialmente ilimitadas, solo necesitamos algo de tiempo para instalar algunos equipos. A nivel de extracción práctica, estamos en la etapa piloto y ahora estamos en camino a la etapa de producción. Así que estamos en camino a nuestra primera instalación a gran escala, que esperamos comience dentro del próximo medio año.

-El plan de inversiones anunciado por Xtralit incluye la apertura de una instalación para producir ferrofosfato de litio (LFP, material catódico para baterías), además de un laboratorio de I+D y la creación de un fondo para ejecutar proyectos, con foco en la exploración de litio. ¿Cuál es el fundamento detrás de este enfoque de inversión múltiple?

Nos reunimos con algunos funcionarios, también en Israel durante la visita del presidente Milei con la ministra de Relaciones Exteriores, Diana Mondino. En esas discusiones quedó claro que Argentina puede optar por una de dos posibilidades. Una es convertirse simplemente en un proveedor de materias primas para las altas tecnologías. La otra forma es simplemente avanzar, ascender en la cadena de suministro y comenzar a fabricar lo que sea: materiales catódicos, baterías y vehículos totalmente eléctricos. Todo esto es posible. Claramente, si Argentina quiere convertirse en miembro del club de los países desarrollados, debe haber cierto entendimiento de que sólo la segunda manera puede llevar a Argentina a esta posición. Esta inversión en LFP es sólo una de las posibilidades de seguir ampliando la tecnología. Y cuando la tecnología crece, afecta muchos aspectos de la vida, como la educación, no solo la economía. Además, estamos en contacto con varios grupos de inversionistas que están cambiando su actitud hacia la Argentina, o que ya lo han hecho. En los últimos dos años hemos estado en contacto con varios grupos de inversionistas que acordaron que seguirán invirtiendo en la Argentina, porque ven cambios significativos que están ocurriendo en la economía, en relación con la tributación y la relación con las inversiones extranjeras en el país. Ahora los inversores se sienten mucho más seguros. Por supuesto, estos cambios aún no se han logrado por completo, están en camino, pero debo asegurarle que todos los movimientos del gobierno ahora respecto a las inversiones del exterior son realmente seguidos por los inversores y entre ellos también los inversores en litio.

-¿La elección de Milei cambió el sentimiento hacia la Argentina?

No sólo la elección, sino sus pasos, hay muchos políticos que hablan, que anuncian algunas cosas antes de ser elegidos y después de ser elegidos están haciendo todo lo contrario. Digamos que hasta ahora Milei está a la altura de las expectativas, ojalá tenga éxito en la implementación y debo asegurarles que en esto, por nuestra parte, intentaremos traer grandes inversiones en la industria del litio.

-La tecnología DLE podría servir para la recuperación de litio en la extracción de petróleo y gas. ¿Cuál es su perspectiva sobre este tipo de producción de litio?

-Es una de las varias fuentes posibles de litio, además de los lagos salados y aguas geotérmicas. En muchos casos, las aguas producidas por la extracción de petróleo y gas contienen cantidades significativas de litio. Especialmente en el caso del consumo de litio en América del Norte, creemos que estas se convertirán en las principales fuentes. El gobierno de los Estados Unidos está haciendo muchos esfuerzos para trasladar el suministro de minerales críticos a su país y esto es un gran mercado, por lo que para para América del Norte será una fuente importante de litio. Uno de nuestros inversores es Halliburton Labs, que es parte de Halliburton. Son nuestros inversores y nuestros socios en la exploración y extracción de litio del agua producida por el petróleo. Ya hemos comenzado con Halliburton a explorar varias fuentes en América del Norte para esto. Según tengo entendido, también hay recursos petroleros en Argentina con concentraciones de litio similares a las de Canadá, en la provincia de Alberta. Entonces, dado que hay interés por parte de las compañías petroleras en Argentina, definitivamente estaremos interesados en probar este enfoque.

, Nicolás Deza

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EGE Haina apuesta por 1000 MW de energías renovables al 2030 en República Dominicana

La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), la empresa eléctrica público-privada más grande de la República Dominicana, fija metas claras en su proceso de descarbonización y activos operativos al 2030.

Su estratégica incluye aumentar el parque de generación renovable no convencional, duplicando lo que tienen actualmente en centrales eólicas y solares construidas o en obra.

“El objetivo que nos hemos fijado para el 2030 es adicionar 1000 MW de energías renovables. Eso lo venimos ejecutando exitosamente”, introdujo Rodrigo Varillas, Chief Financial Officer de EGE Haina.

En la actualidad cuentan con 515 MW de capacidad operativa o en etapas de construcción con un mix tecnológico que incluye instalaciones fotovoltaicas con módulos bifaciales o monofaciales, con seguidores y sin seguidores, y en el caso eólico diferentes tamaños de turbinas incorporando los componentes más adecuados en cada caso.

Pero su estrategia va más allá de aumentar sus activos en operación. Según comentó el CFO de la empresa, en cuanto a financiamiento gracias al apoyo de la banca local e internacional, los mercados de capitales y entidades de índole financiera, también están enfocados en bonos.

“Emitimos exitosamente el primer Bono verde de la República Dominicana, internacionalmente el primer Bono dominicano vinculado a la sostenibilidad, y si bien tuvo sus retos y sus temas con una curva de aprendizaje, en general los agentes, el mercado, acompaña o sea le gusta la estrategia, les gusta para dónde va la empresa y le gusta para dónde va la República Dominicana”, mencionó Rodrigo Varillas.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, Varillas aseguró que seguirán buscando en el mercado ese tipo de financiamientos.

“Es un producto más que de alguna forma complementa porque le da un producto más a ese mercado y genera más oferta de esos títulos que, a su vez, le permiten a los individuos tener en sus portafolios ese tipo de inversiones y contribuir y alinearse con el objetivo. Entonces, tienen un efecto de comunicación pero también tienen un efecto de Capital Allocation dentro del mercado para que estén esos fondos asignados a los proyectos que contribuyen a ese objetivo de largo plazo”.

República Dominicana permitiría proyectar nuevos negocios en ese sentido, no sólo por el compromiso del país en su transición energética y sostenibilidad sino también por la demanda en alza que existe.

“Algo que permite todo este crecimiento y toda esta “bonanza” de energías renovables es el crecimiento de la demanda de la República Dominicana; o sea si el país estuviera estancado en su crecimiento de la demanda o en su crecimiento de la economía, la historia es muy diferente para los inversionistas, para los bancos, etcétera. Pero un sector que incrementa su demanda como lo hace la República Dominicana te da mucho espacio, mucho oxígeno, para la adición de nuevos proyectos de nuevas generaciones, sin necesariamente amenazar parte de la generación y de la base existente, que puede ser un reto en otros lugares”, reflexionó el CFO de EGE Haina.

En cuanto al mix energético, identificó que aunque hay una transición muy marcada hacia una mayor penetración de las energías renovables, que se puede ver reflejada en la cantidad de proyectos que adquirieron concesiones en el último año, también se refirió al potencial del ciclo combinado con gas natural como complemento incluso antes que el almacenamiento en baterías.

“Es una transición por definición y ahí hay retos tecnológicos como la instantaneidad de la demanda versus el poder de respuesta que tengo, si el recurso está o no está en el momento que se necesita. Hay diferentes formas y tecnologías para resolverlos, algunas más económicas que otras”, consideró.

En tal sentido, evaluar el costo nivelado de energía para los proyectos en tal o cual tecnología sería crucial para terminar por definir el mix energético por el cual apostar para invertir.

“Hoy en día, nosotros lo que vemos y esto es algo que va evolucionando y cambiando es que la tecnología, que le da la firmeza al sistema que las energías renovables por sí solas no le pueden dar, son los ciclos combinados en gas natural. Visto desde el LCOE, por lo tanto apostar por esos proyectos de manera inmediata combinados con las energías renovables es lo que lleva al menor costo al consumidor final que al final el objetivo de todos es energía confiable al costo más competitivo y segura”.

El almacenamiento en baterías no estaría descartado. Incluso en el mercado dominicano existe obligatoriedad para incorporar determinado porcentaje en proyectos de generación eléctrica variable. Ahora bien, desde la perspectiva del referente empresario aún sería preciso responder algunas preguntas para que la ecuación termine de cerrar a los inversionistas.

“Específicamente sobre las baterías está el tema de dónde ponerlas, en qué momento y qué servicios. Porque las baterías son como un vehículo, el vehículo puede ser un taxi o un vehículo familiar, osea tienes muchos usos para las baterías: puedes regular frecuencia, puedes mover la curva, almacenar en las 12 del mediodía y mover a las 8 de la noche; o sea, depende el uso que se le da las baterías, tiene diferentes puntos de equilibrio para esa decisión de inversión”, concluyó Rodrigo Varillas, Chief Financial Officer de EGE Haina.

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Runergy planea adicionar 200 MW con sus soluciones solares este año

En atención a la nueva ola de energías renovables que está atravesando la región latinoamericana, cada vez más empresas analizan nuevas oportunidades de negocios mediante productos y servicios integrados para diversificar la matriz energética hacia fuentes más limpias.

Bajo esta premisa, Runergy, una empresa destacada en el sector de energía solar, tiene ambiciosos planes para 2024. En una entrevista con Energía Estratégica, en el marco de Future Energy Summit, Omar Ávila, Regional Sales Manager de la compañía revela sus intenciones de instalar 200 MW en proyectos solares distribuidos en los diversos mercados donde tiene presencia, tales como México, Colombia, Perú, Ecuador y República Dominicana. 

“Estamos apuntando alto. Somos muy fuertes en EEUU por lo que el reto, además de alcanzar esos 200 MW, es posicionar la marca en Latinoamérica. El balance de años anteriores ha sido muy positivo, especialmente en República Dominicana”, explica. 

En ese sentido, Ávila subraya que este país se mantiene como líder en la región caribeña en la implementación de sistemas de energías renovables, una tendencia que esperan continúe con la reelección del presidente Abinader

«Es muy buena noticia que se mantenga la misma línea, con marcos normativos estables que permitan a las compañías proyectar de mejor manera sus inversiones en este mercado súper atractivo. Esperamos que las señales regulatorias en favor de las renovables se mantengan,» comenta.

Según el experto, otros países prometedores para la compañía son Panamá, Colombia y Ecuador, donde también se están desarrollando regulaciones que hacen estos países cada vez más atractivos para la inversión en energías renovables.

“En la medida que los países crecen económicamente y van ingresando más compañías, los gobiernos van decidiendo aprovechar esas oportunidades. La continuidad de estas regulaciones durante al menos los próximos 4 o 5 años es crucial para el desarrollo sostenido del sector”, advierte.

En efecto, Ávila señala que el mercado del autoconsumo y utility en la región está en expansión. Si bien hay países más avanzados que otros, la tendencia general es incorporar más centrales de energías limpias, con algunas naciones duplicando su capacidad instalada interanual. 

Para dar respuesta a esa gran demanda energética, el experto destaca: “Estamos muy comprometidos en ofrecer un equipo sostenible que cumpla con los más altos estándares de fabricación. Nuestros procesos de producción están supremamente auditados que se acoplan a los requerimientos ESG de los inversionistas”.

En este sentido, Runergy se distingue por sus avances en tecnología solar. La compañía fabrica una amplia gama de módulos solares, enfocándose en maximizar la eficiencia energética con paneles más compactos pero de alta proyección energética. 

«Nuestro centro de innovación y desarrollo se enfoca en extraer la mayor cantidad de energía posible del menor espacio en silicio. La empresa está apostando fuerte por los paneles tipo N y HJT, con planes de introducir avances en estas tecnologías al mercado a finales de año para optimizar la producción energética”, insiste

Por todo lo expuesto, Runergy se prepara para jugar un papel crucial en la expansión de la energía solar en América Latina y el Caribe. Con un enfoque claro en la innovación, la calidad y el compromiso con la sostenibilidad, la empresa está preparada para enfrentar los desafíos y aprovechar las oportunidades que presenta el mercado de energías renovables en la región.

 Los planes de adicionar 200 MW este año son un testimonio de su ambición y capacidad para liderar en este sector dinámico y en constante evolución.

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GCL remarca el potencial de sus módulos para mercados de Centroamérica y el Caribe

GCL, fabricante integrado verticalmente de módulos fotovoltaicos con más de 30 años de experiencia a nivel internacional, fortalece su participación en toda la región latinoamericana.

En especial, en Centroamérica y el Caribe ha retomado actividades en los últimos dos años con el objetivo de lograr entre un 10 a un 20% de cuota de mercado con crecimiento de manera orgánica.

La empresa que ya acumula capacidades interesantes de suministro de módulos en el Caribe, especialmente con clientes de República Dominicana, empieza a interesarse además por mercados centroamericanos como Panamá, Guatemala y Honduras, en atención a las nuevas subastas que se han anunciado desde estos países.

“Prestamos mucha atención a lo que cada uno de los gobiernos está desarrollando. Y a lo que ellos están apostando es obviamente a tener energía limpia en porcentajes más altos y tener un porcentaje de participación que les permita cubrir demandas, inclusive en los puntos más lejanos”, valoró Luis Miguel Gómez, gerente de ventas para Centroamérica de GCL.

“Como tecnólogos tenemos que enfocarnos en proveer productos que tengan garantías a largo plazo y que permitan tener un [rápido] retorno para estas inversiones que ahora mismo son muchísimo más importantes”, subrayó el referente de ventas en el ciclo de entrevistas con líderes de Future Energy Summit (FES).

Como fabricante, GCL se alinea a la tendencia actual ofreciendo tecnología tipo-n con el valor añadido de trabajar continuamente por aumentar los porcentajes de eficiencia y generación en beneficio de los clientes.

“Hemos alcanzado nuevos récords de eficiencia. GCL como tal está desarrollando productos que tengan una innovación y sobre todo un diferencial interesante para los mercados del Caribe”, aseguró Luis Miguel Gómez.

Es así que, en atención a las condiciones climáticas adversas que se pueden presentar en esta zona, principalmente para sistemas de generación distribuida han avanzado en mejoras en la performance de sus módulos con valores de resistencias y cargas mecánicas mucho más altas de las estandarizadas y certificados por laboratorios terceros.

Además de alcanzar potencias arriba de los 695 W y 700 W, para el segmento utility la empresa está enfocada en la optimización de espacios de sus módulos y aprovechando su estrategia corporativa de estar verticalmente integrada, ha llegado a desarrollar una de las familias más amplias de celdas, incluyendo las celdas rectangulares y cuadradas de 210 mm.

“También estamos enfocados a ser más eficientes por metro cuadrado”, sostuvo Luis Miguel Gómez.

Aquello no sería todo. Un punto importante que no pasa desapercibido para GCL es brindar la confianza como marca para que un proyecto que opte por sus módulos se acerque más a un cierre financiero óptimo.

“La tecnología ha avanzado de manera estrepitosa en términos de capacidad y en términos de investigación. Sin embargo, creemos que lo más importante también es su bancabilidad y la prueba final de campo”, añadió Gómez.

Es por ello que el referente de GCL en la región destacó lo crucial que se vuelve que los sectores financieros avalen las garantías de los fabricantes y cómo desde industria se contribuye con empresas con track record sostenible que van generando un buen historial en la implementación de nuevas tecnologías como la tipo-n que es tendencia, la HJT que va en alza y la perovskita en la cual se continúa trabajando para aprovechar la aleación de los de los minerales.

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Risen apunta a aumentar su market share en México de la mano de tecnología HJT

Risen, empresa líder de la industria fotovoltaica, cuenta con 45 GW de capacidad de producción de módulos y 33 GW de celdas en sus fábricas de primer nivel.

Su estrategia de negocios incluye ampliar su participación en plazas estratégicas de la región. Y en la actualidad, México se posiciona como uno de los mercados más atractivos dónde suministrar sus productos.

“Aprovechando el crecimiento del mercado en estados como Jalisco y Nuevo León estamos muy enfocados en fortalecer la cooperación con nuestros socios”, aseguró Vanderleia Ferraz, gerente de producto para Latinoamérica de Risen., durante el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

Jalisco y Nuevo León son estados que lideran en generación distribuida en México, superando los 500 MW y 300 MW instalados, respectivamente en el cierre del 2023. Por lo que, desde la compañía están atentos a su red de distribuidores en estas entidades federativas.

“Vemos que el tema de la regulación de la que tanto se habla es un punto muy importante para que el crecimiento siga y pueda conseguir más market share en el solar en estos estados Jalisco y Nuevo León y también claro en el resto de México”, añadió Ferraz.

Al respecto, es preciso señalar que entre los temas en debate para generación distribuida se destacan la elevación del límite de 500 kW y la metodología de contraprestación colectiva que podría dar lugar a nuevos modelos de negocio.

En un mercado donde aún está todo por hacer, Risen llega con una propuesta de tecnología HJT que desde 2018 vienen desarrollando y que desde 2022 están implementando en mercados latinoamericanos.

“En Brasil, que es nuestro mayor mercado, el año pasado estuvimos entre los cuatro top importadores con más de 1 GW y la mayor parte fue con tecnología HJT”, aseguró la gerente de producto para la región de Risen.

Si bien la tecnología de heterounión, o HJT, basada en la celda dopada de tipo N, surgió en la década de 1970, Risen ha invertido recursos en I+D para dar un salto de calidad en la fabricación de esta tecnología.

Según la especialista de producto de Risen, las celdas con tecnología HJT basadas en obleas tipo-n, además de tener mayores eficiencias también tiene menores coeficientes de temperatura.

Un valor adicional en el que habría trabajado Risen es en minimizar la degradación de esta tecnología, lo que resulta en mayor generación a lo largo de los 30 años de la garantía de performance.

Aquello sería atractivo no sólo para el segmento de generación distribuida sino también para utility scale. Al respecto, Vanderleia Ferraz, gerente de producto para Latinoamérica de Risen, subrayó:

“Risen desarrolló un tipo específico de encapsulación para enfrentar los retos de las tecnologías HJT, que normalmente presentan por ejemplo mayores degradaciones, entonces Risen ha trabajado en esta tecnología no solo para mejorar los aspectos de la celda sino también los aspectos de los módulos para garantizar no solo mayor generación sino también que todos los inversionistas tengan mayor confiabilidad y con esto mayor retorno financiero de las plantas”.

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Otorgan concesión definitiva para desarrollar línea de transmisión de energía solar en Arequipa

Teniendo en cuenta que la matriz energética peruana es principalmente hidroeléctrica, y que los periodos de estiaje son cada vez son más severos por el cambio climático, muchos expertos esperan que compañías tanto nacionales como internacionales comiencen a invertir en proyectos solares y eólicos para cumplir con la demanda energética nacional.

No obstante, estos desarrollos deben ser acompañados por inversiones en infraestructura de transmisión y distribución cuya planificación debe ser aprobada previamente por los altos mandos.

En este contexto, en los últimos días se dio una buena noticia para el sector renovable: a través de la Resolución Nº 204-2024-MINEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas otorgó a favor de Majes Sol de Verano SAC la concesión definitiva para desarrollar una línea de transmisión de energía solar, en el distrito de Majes, provincia de Caylloma y departamento de Arequipa.

El proyecto consiste  en la construcción de la «Línea de Transmisión en 138 kV S.E. Sol de Verano I – S.E. Majes», la cual transportará la energía eléctrica generada por la futura “Central Solar Fotovoltaica Sol de Verano I” hacia el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SIN).

Según la resolución, dicha ampliación se realizará mediante equipos convencionales con características similares a los existentes. Para ello, se empleará en la disposición interruptores de potencia tipo tanque vivo, seccionadores tipo apertura central y transformadores de tensión y corriente tipo pedestal, entre otros.

Este parque prevé generar 45,3MW en su primera etapa y será compuesto por 80.248 módulos fotovoltaicos, emplazados en un área de 85ha.

A su vez, con el proyecto “Horizonte de Verano”,  la empresa también contempla la producción de hidrógeno y amoniaco verde con una inversión estimada de US$ 12,000 millones y una capacidad de generación solar de hasta 5,85 GWp en sus cinco fases, lo que representaría casi la mitad de la capacidad instalada de generación eléctrica del país al día de hoy.

De acuerdo a información de la empresa, tendría un gran impacto en la reducción de las emisiones de CO2, evitando la emisión de 4.960.000 toneladas CO2/año cuando esté finalmente construido.

De esta forma, la multinacional espera obtener la totalidad de los permisos necesarios para la construcción del proyecto durante el primer semestre de 2025. La primera fase entrará en operación a mediados de 2027 y la última fase a inicios de 2032.

Cabe destacar que la inversión de Majes Sol de Verano SAC, subsidiaria de Verano Energy, originalmente buscaba establecerse en Chile pero encontraron mayores beneficios en Arequipa, una de las regiones con mayor radiación solar en Perú.

En efecto, el desarrollo de energías renovables en Arequipa no solo es una oportunidad para diversificar la matriz energética del Perú, sino también una estrategia clave para generar empleo, impulsar la economía local y mejorar la calidad de vida de las comunidades.

 

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Santa Fe especificó las particularidades de su nueva edición del programa Prosumidores

El gobierno de Santa Fe brindó más detalles de la nueva edición del programa Prosumidores 4.0, el cual fue lanzado a mediados de mayo del corriente año por la Secretaría de Energía provincial con el objetivo de promover la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. 

Desde la entidad encargada de la cartera energética santafesina remarcaron que el programa implementará un esquema de balance neto de facturación, el cual tendrá una serie de incentivos para los usuarios – generadores. 

Más allá del pago por parte de la Empresa Provincial de Energía (EPE) por la energía que no se consuma y se inyecte a la red a través de un proyecto distribuido ($62/kWh para usuarios residenciales y $61,47/kWh para no residenciales), la edición Prosumidores generará un reconocimiento extra al kWh inyectado a la red. 

Esto último se debe a que se reconocerá tanto el beneficio ambiental de generar energía limpia, libre de gases de efecto invernadero, más la potencia de cada instalación, según explicaron desde la Secretaría de Energía de Santa Fe. 

“Esto transformará un beneficio extra al del pago del precio mayorista para prosumidores productivos ($20/kWh – 32% a 36% adicional) y para pequeños prosumidores ($12/kWh – 20% al reconocimiento de la distribuidora), aplicado sobre la energía inyectado en caso de que se trate de pequeñas demandas y sobre la energía total generada en caso de grandes demandas”, especificaron. 

“La vigencia de este incentivo será de 5 años y para el primer año del programa Prosumidores 4.0, el gobierno santafesino invertirá más de $140.000.000”, aclaró Maria Cecilia Mijic, subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la provincia.

El programa Prosumidores 4.0 tendrá un incentivo mayor para el sistema productivo ya que contará con línea de financiamiento verde de $120.000.000 que lanzó el Consejo Federal de Inversiones (CFI), que tendrá un plazo de hasta 48 meses (60 para energías renovables) y hasta 6 meses de gracia (incluidos en el plazo total); mientras que el CFI financiará hasta el 80% de la inversión.

Además, los usuarios – generadores con beneficios de programas anteriores podrán adherir a Prosumidores 4.0, repotenciando sus instalaciones renovables desde un 50%. Mientras que los U/G con conexiones en paralelo que no cuentan ni han contado con beneficios de programas anteriores, también podrán hacerlo ingresando su solicitud por medio del sistema de autogestión.

“Queremos que la generación distribuida sea cada vez más accesible, por lo que estamos trabajando en que cada vez haya más procesos simples y que cualquier opción de asociativismo se pueda hacer”, subrayó Verónica Geese, secretaria de Energía de la provincia de Santa Fe,

Es decir, que la gestión provincial busca que un mayor número de usuarios se inclinen por tecnologías más limpias y descentralizadas, y de ese modo se sumen a los 1108 prosumidores conectados a la red (residenciales y de escala productiva, como industrias y pequeñas y medianas empresas), a la par de profesionales que se añadan a la vasta lista de más de 120 proveedores de equipamientos de renovables en la provincia.

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La CREG avanza en la reglamentación de las comunidades energética

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se encuentra trabajando, de manera coordinada con el Ministerio de Minas y Energía y la Unidad de Planeación Minero – Energética, UPME, en la reglamentación de las comunidades energéticas en Colombia.

En una reciente mesa de trabajo que contó con la participación del ministro Andrés Camacho; el viceministro de Energía, Javier Campillo; el director de la UPME, Carlos Adrián Correa junto con el equipo del Ministerio; se revisaron aspectos relacionados con las disposiciones regulatorias que son necesarias para la implementación de dichas comunidades.

La consolidación de las comunidades energéticas es una apuesta fundamental en el panorama de la transición energética en Colombia y la CREG está trabajando en que este proyecto de resolución se expida en el menor tiempo posible.

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LA CRISIS DEL GAS

Opiniones

DARIO MARTINEZ: “Sobra gas, falta conocimiento y gestión”

El Ex Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez afirmó que “la actual crisis de desabastecimiento de Gas esta generada por una suma de ignorancia acerca del sector, impericia para resolver, y fundamentalismo económico que tiene el Gobierno de Javier Milei”, y agregó que “sobra Gas, lo que falta es conocimiento, conciencia de la magnitud del problema y sus efectos, y gestión”.

Martínez adelantó que “la magnitud del problema autoprovocado por Milei, no solo deriva en corte de abastecimiento a las estaciones de GNC, y a industrias desde Córdoba hacia el norte del país, sino que ya está impactando en el abastecimiento de las centrales térmicas que generan energía eléctrica”.

El ex Secretario explicó que, “ya están comprando de apuro y al doble de precio, Gas Oil y Fuel Oil para las generadoras térmicas en reemplazo del GNL mas barato que no licitaron a tiempo, a lo que seguirán compras de urgencia de energía eléctrica seguramente a Brasil a precios muy altos para abastecer parte de la demanda eléctrica”.

Darío Martínez afirmó que “mientras el Gas Argentino cuesta en promedio U$S 3,5 MMbtu, el GNL importado vale U$S 12 y los líquidos unos U$S 23 para la misma unidad calórica; es por eso que pusimos en marcha el programa Transport.Ar de construcción de gasoductos, que tenia por objeto reemplazar totalmente con gas argentino las importaciones del GNL y de líquidos para nuestro sistema energético nacional, porque gas sobra, lo que falta son gasoductos, y mientras no estén hechos hay que adoptar las decisiones de cobertura de la demanda vía importaciones con el tiempo necesario”.

Martínez explicó que “así pusimos en marcha el Gasoducto Néstor Kirchner, cuya primera etapa se concretó, y que debía continuarse con la instalación de toda la compresión, la reversión del Gasoducto Norte, y la segunda etapa del GPNK hasta llegar a San Jerónimo”.

El Ex Secretario de Energía agregó que “el Gobierno de Milei, aplicando su fundamentalismo de suspender toda la obra pública para obtener superávit fiscal, suspendió la financiación de las plantas compresoras del Gsoducto Presidente Néstor Kirchner, y también de la segunda etapa de ese necesario gasoducto , y recién ahora se acordó de aprobar parcialmente las obras de reversión del Gasoducto Norte. No se consideró los efectos que esas decisiones tendrían sobre los costos y el abastecimiento de gas y electricidad para los usuarios y la economía en general”.

AGUSTIN GEREZ: “El gobierno planificó mal y podríamos ir a cortes rotativos”

Agustín Gerez, ex presidente de Enarsa consideró que “Los cortes de GNC se podrían haber evitado si el gobierno hubiera tomado las medidas necesarias cuando asumió en diciembre”. Además, destacó que “El costo de la gestión ineficiente en materia energética cuesta y lo pagan todos los argentinos”.

“Con el objetivo de mostrar superávit, uno ficticio, decidieron importar menos cargamentos de gas y acá está una de las consecuencias. Nos llevaron a esta situación de estrés que no se vivía desde el año ’84. Hoy las 100 industrias más grandes de Córdoba y Rosario no pudieron abrir sus fábricas”, remarcó Gerez.

En la misma línea, el ex funcionario de Energía denunció que el gobierno gastó en una semana 600 millones de dólares para importar energía mientras le pide a la clase media un esfuerzo más. Y resaltó: “Es complejo decirle a la sociedad que en el país con mayores recursos de gas se está cortando a los industriales generando una caída de la producción y ventas, ya afectadas por la recesión”.

“Hay una falta de planificación que empieza a consolidarse en una crisis que va a durar todo el invierno y podríamos ir a cortes rotativos del suministro” concluyó el ex presidente de Enarsa. Durante su gestión de realizó el GPNK en su etapa I.

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Gas: Energía prioriza el abasto de la demanda prioritaria. Barco con GNL en descarga

Buque Petrobras

La Secretaría de Energía comunicó, en relación a la crisis de suministro de gas y al buque con carga de GNL proveniente de Brasil, que “hoy (29/5) a las 9 am, se logró destrabar la descarga y el buque se encuentra en operación”.

“Enarsa compró el viernes un buque de 44 millones de m3 de GNL a Petrobras que debía empezar a regasificar hoy. Pero a último momento la empresa impugnó la carta de crédito (pago) con la que debía pagarse el combustible y no autorizó la descarga del GNL en la terminal de Escobar”. “El barco se encontraba amarrado y conectado a mangueras desde las 16 horas del día de ayer” (28/5), indicó Energía.

La Secretaría a cargo de Eduardo Chirillo describió que, en dicho contexto, “se procedió a cortar el suministro de gas a la demanda no prioritaria (industrias, centrales termoeléctricas y estaciones de GNC) para cuidar a los usuarios prioritarios (hospitales, escuelas, hogares y comercios)”.

“El objetivo está puesto en poder seguir abasteciendo la “demanda prioritaria” y a los hogares residenciales”, destacó la Secretaría, y estimó que “a lo largo del día se irá regularizando la situación de cortes de suministro” (SIC).

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CECHA pide al Gobierno resolver la provisión de GNC

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines, CECHA, señaló que “Los cortes de suministro, que afectaron en primera instancia y en forma dispar a las estaciones de servicio de GNC con contrato interrumpible, hoy alcanzan prácticamente a todas las bocas de expendio, más allá del tipo de contrato que tienen acordado con sus respectivas distribuidoras, lo que pone en riesgo nuestros negocios y afectan a la población”.

Un comunicado de la entidad empresaria destacó que “por ello, es sumamente importante que las autoridades avancen en un plan que de previsibilidad y seguridad a los estacioneros y a los usuarios. Desde CECHA, seguiremos colaborando para buscar vías de solución que permitan el normal funcionamiento del sector”, añadió la CECHA.

Junto con sus 16 Federaciones y Cámaras asociadas, el Consejo Directivo de la entidad “insta al Gobierno nacional y a los actores del sector gasífero a tomar las medidas necesarias para garantizar la provisión normal de GNC en las estaciones de servicio de todo el país”.

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EXAR donó una camioneta 4×4 para el Hospital de Susques

EXAR, empresa productora de carbonato de litio en el Salar Cauchari-Olaroz, se unió a Cookins, proveedora de servicios de alimentación institucional, para llevar a cabo una donación al Ministerio de Salud de la Provincia de Jujuy. “En una nueva muestra del compromiso con las comunidades aledañas a su área de operaciones, las compañías aportaron una camioneta 4×4 Renault Alaskan 0 km que será destinada al Hospital de Susques, para contribuir a mejorar la atención médica en la región”, informaron desde la empresa.

El acto de entrega tuvo lugar en la Casa de Gobierno de Jujuy y contó con la presencia del gobernador de la Provincia de Jujuy, Carlos Sadir; el ministro de Salud, Gustavo Bouhid; el secretario de Salud, Jorge Camacho; la secretaria de Coordinación General, Fernanda Peynado; el secretario de Salud Mental y Adicciones, Agustín Yécora;  el director de Hospitales, Pablo Castro; y la directora del Hospital de Susques, Marina Vargas. De parte de EXAR, participaron Franco Mignacco, presidente de la compañía; y Lucila Lasry, gerente de Relaciones Comunitarias y Comunicación.

Marina Vargas, directora del Hospital de Susques, comentó: “Este gran aporte que nos va a permitir fortalecer el trabajo de los equipos en territorio para llegar a cada familia, reforzar la promoción y la prevención”.

Asimismo, aseveró que: “Teniendo en cuenta que recorremos distancias largas para llegar a los puestos de salud y cumplir con las visitas médicas y psicosociales, un vehículo 0 KM va a ayudar y mucho para la continuidad de la atención integral en las comunidades de Huáncar, Pastos Chicos, Puesto Sey, Olaroz Chico, Catua, Jama, San Juan de Quillaques, El Toro y Barrancas».

A su vez, Franco Mignacco, presidente de EXAR, mencionó: “Es un orgullo para EXAR poder canalizar, junto a nuestros proveedores, contribuciones que mejoraran la calidad de vida de las comunidades cercanas a nuestra planta”.

En tanto, Ramiro Bibulich, de Cookins, afirmó: “Para COOKINS es una enorme satisfacción llevar adelante estas acciones en forma conjunta con nuestros clientes, autoridades y comunidades, de forma de contribuir a la mejora significativa de la calidad de vida de las localidades en las que brindamos servicios”.

La donación

La donación de esta camioneta 4×4 Renault Alaskan 0 km, tiene como propósito fortalecer la capacidad operativa del Hospital del Departamento de Susques. Este vehículo es esencial no sólo para mejorar la eficiencia en las operaciones diarias del hospital, sino que también para proporcionar soluciones rápidas y efectivas ante situaciones de emergencia, asegurando así una respuesta ágil y oportuna para las comunidades de su área de influencia.

, Redaccion EconoJournal

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Chevron Argentina y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires firmaron un acuerdo de colaboración

Chevron Argentina y la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires sellaron un acuerdo de colaboración, con el objetivo de fortalecer la experiencia educativa de los estudiantes de grado de la Carrera de Ingeniería en Petróleo. La alianza nace en el marco de la creciente demanda de la industria de petróleo y gas de contar con profesionales calificados para el desarrollo de Vaca Muerta y del sector energético en su totalidad.

Durante una primera etapa, se buscará acondicionar y equipar las aulas donde se dictan las clases. Posteriormente, se trabajará en otros proyectos tales como reformas edilicias y becas para estudiantes de grado de la carrera de Ingeniería en Petróleo. 

Alejandro M. Martínez, decano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires, comentó: “Estamos articulando alianzas con el sector privado, mutuamente beneficiarias para fortalecer las funciones de enseñanza, investigación, desarrollo tecnológico y extensión. Hoy hay más demanda de ingenieros en petróleo que graduados, motivo por el que queremos hacer crecer la inscripción en esta carrera, generar incentivos para retener talentos y fomentar la graduación de quienes se encuentran actualmente cursando”.

Asimismo, Martínez aseguró que “el sector energético es clave para el desarrollo de nuestro país; lo ha sido históricamente para la FIUBA, como lo demuestra la creación en 1929 del Instituto de Gas y Petróleo (IGPUBA), aún en funcionamiento. Por este motivo, desde la Facultad buscamos apoyo y colaboración con el sector productivo. En este contexto, desarrollar una alianza con Chevron Argentina es un gran paso y un enrome compromiso”.

A su vez, Dante Ramos, gerente de Asuntos Corporativos de Chevron para la unidad de negocio de América Latina, indicó: “Es un honor para nuestra empresa trabajar de forma conjunta con la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires, en su decisión de acompañar el desarrollo de Vaca Muerta. Esta alianza se alinea con varios esfuerzos que estamos llevando a cabo para apoyar la promoción del talento que requiere la industria. Construir alianzas público-privadas de esta naturaleza, sostenidas en el tiempo, constituyen una parte esencial de la cultura de nuestra empresa”.

, Redaccion EconoJournal

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¿Qué medidas se pueden adoptar para ahorrar en gas?

El gas natural desarrolla un rol muy importante en la vida diaria y es sinónimo de energía limpia. Al ser un recurso no renovable, su consumo consciente tiene impactos ambientales, como también económicos. Camuzzi, una de las mayores distribuidora de gas natural del país, comparte con los usuarios información pertinente para entender en detalle la factura del servicio y los conceptos facturados, el consumo de los artefactos instalados en el hogar y consejos prácticos al momento de usarlos.  

La categoría de usuario

Para entender la factura de gas es necesario primero comprender que los usuarios residenciales se clasifican en ocho categorías: R1, R21, R22, R23, R31, R32, R33, R34. Estas categorías agrupan a usuarios con similares volúmenes de consumo. Son variables, y se definen en cada periodo de facturación. Una variación de consumo, en el último año móvil, puede llevar a una variación de categoría. De esta manera, los usuarios que menos gas consumen tienen aplicada una tarifa más económica.

Registro de acceso a los subsidios a la energía (RASE)

A partir del 2022, se dispuso un régimen de segmentación de subsidios para usuarios residenciales, que los divide en tres, de acuerdo a los ingresos por hogar, medidos en canastas básicas totales (CBT):

Usuarios del servicio de ingresos altos (N1): 3.5 o más CBT

Usuarios del servicio de ingresos bajos (N2): menos de 1 canasta básica total

Usuarios del servicio de ingresos medios (N3) entre 1 y 3,5 CB

De acuerdo al segmento en el que esté inscripto el usuario, percibirá o no distintos subsidios sobre el precio de gas en boca de pozo, incorporado en los cuadros tarifarios vigentes.

Los usuarios pueden conocer los criterios de esta segmentación, completar o modificar su registro ingresando en: Segmentación energética: subsidios a la luz y el gas | Argentina.gob.ar.

Subzonas tarifarias y conformación de cuadro tarifario

Para la construcción final del cuadro tarifario, hay que tener en cuenta una tercera variable: la subzona tarifaria, que representa valores tarifarios y umbrales de determinación de usuarios completamente diferentes dependiendo la localidad de residencia.

Del cruce de estas tres variables (Categoría de consumo, Segmentación RASE, y Subzona tarifaria) se determina el cuadro tarifario en el que se basan las facturas, y que puede conocerse ingresando a: Tarifas Vigentes | Camuzzi Gas

Beneficios, subsidios y tarifas especiales

Adicionalmente a lo expuesto, existen categorías especiales de usuarios, que contempla distintos subsidios, como la TARIFA SOCIAL y la tarifa a ENTIDADES DE BIEN PÚBLICO. Asimismo, el beneficio “Zona Fría” se amplió a partir de 2021, a los hogares de las localidades y provincias argentinas de acuerdo con sus propias condiciones climáticas, independientemente de los ingresos y consumo de los usuarios. Los hogares alcanzados por este beneficio obtienen una bonificación del 30% en la tarifa, porcentaje que se eleva al 50% en el caso de aquellos usuarios con tarifa social o ubicados en la Región Patagónica, Departamento de Malargüe (Prov. Mendoza) y Región de la “Puna”.

¿Qué conceptos se facturan bimestralmente?

La factura que emite y entrega Camuzzi a sus usuarios, retribuye no sólo la labor de la distribuidora, sino a todos los actores involucrados en la cadena energética: la factura está compuesta por el precio del gas, que remunera al productor de hidrocarburos por extraer la energía en los yacimientos; el transporte, que remunera a la empresa transportista por el servicio de llevar el gas desde el yacimiento hasta los centros de consumo, la distribución, que remunera a las distribuidoras, en este caso Camuzzi, por el servicio de llevar el gas desde el punto de entrega de la transportista hasta cada uno de los medidores de los usuarios y por el último, los impuestos del Estado Nacional, Provincial o Municipal según corresponda.

En resumen, más allá de los impuestos, los usuarios podrán encontrar entonces detalle de los conceptos facturados: un cargo fijo específico para cada categoría, y un cargo variable (el propio consumo), determinado por multiplicar la cantidad de m3 consumidos, por el valor que dicho m3 tiene para ese usuario.

El consumo de los artefactos

Por último, cada artefacto tiene un consumo distinto. Por ejemplo, una estufa chica de 2.500 kcal/h, la más habitual en las habitaciones, prendida durante 8 horas diarias, consume en un bimestre casi 134m3. Una hornalla de la cocina, prendida 4 horas por día, consume al finalizar el bimestre aprox. 40m3. Y un calefón, calculado para una casa de 2 personas, consume aproximadamente 67.80m3.

Conocer el gasto de los artefactos permite evaluar su uso, y medidas de ahorro en caso que se requiera reducir el consumo.

Camuzzi puso a disposición de sus usuarios un “Simulador de Consumo” por artefacto, que permite realizar el ejercicio de manera sencilla para obtener un aproximado: Simulador de Consumo | Camuzzi Gas

Tips de ahorro

Para calefaccionar el hogar, la compañía recomienda tener en cuenta los siguientes tips:

Regular el termostato a una temperatura ambiente de 20°C en invierno.   

Calefaccionar solo aquellos ambientes donde haya gente. En espacios grandes, cerrar accesos y puertas a otras habitaciones para concentrar el calor en un único espacio más chico.

No abrir ventanas para bajar la temperatura. Para bajar la temperatura del ambiente, mejor hacerlo desde el mismo artefacto. 

Utilizar burletes para que no se pierda el calor por las puertas y ventanas.

Tener en cuenta que los pilotos automáticos representan aproximadamente el 10% del consumo del hogar.

Asimismo, si se utiliza agua caliente se sugiere:

Usar conscientemente el agua caliente de la canilla.

Ducharse en un tiempo razonable.

Regular el agua caliente desde el artefacto para evitar mezclarla con agua fría.

Usar aireadores y reguladores de caudal.

En caso de utilizar el gas para cocinar es importante:

Usar el horno con moderación, ya que consume lo mismo que 3 hornallas.

Tapar siempre la olla para concentrar el calor.

Apagar o reducir la llama de la hornalla cuando la cocción llegue al punto de hervor.

No permitir que la llama de la hornalla supere el diámetro de la olla o recipiente de cocción.

Evitar abrir la puerta del horno durante la cocción, ya que pierde mucho del calor alcanzado.

Chequear y cambiar los burletes de la tapa del horno si fuera necesario.

Recordar que las hornallas y el horno no son para calefaccionar el hogar, dado que no es eficiente, pero principalmente porque es muy peligroso.
, Redaccion EconoJournal

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Camuzzi aconseja cómo ahorrar gas

Conocer cómo se compone una factura, cuáles son los conceptos facturados, los cuadros tarifarios vigentes y las formas más eficientes para hacer uso de la energía nos permite ser conscientes a la hora de usarla, e impactar positivamente tanto en la reducción de la factura, como en el cuidado del gas, un recurso no renovable.

El gas natural desarrolla un rol muy importante en la vida diaria y es sinónimo de energía limpia. Al ser un recurso no renovable, su consumo consciente tiene impactos ambientales, como también económicos.

Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural del país, comparte con los usuarios información pertinente para entender en detalle la factura del servicio y los conceptos facturados, el consumo de los artefactos instalados en el hogar y consejos prácticos al momento de usarlos.

LA CATEGORÍA DE USUARIO

Para entender la factura de gas es necesario primero comprender que los usuarios residenciales se clasifican en ocho categorías: R1, R21, R22, R23, R31, R32, R33, R34. Estas categorías agrupan a usuarios con similares volúmenes de consumo. Son variables, y se definen en cada periodo de facturación. Una variación de consumo, en el último año móvil, puede llevar a una variación de categoría. De esta manera, los usuarios que menos gas consumen tienen aplicada una tarifa más económica.

REGISTRO DE ACCESO A LOS SUBSIDIOS A LA ENERGÍA (RASE)

A partir del 2022, se dispuso un régimen de segmentación de subsidios para usuarios residenciales, que los divide en tres, de acuerdo a los ingresos por hogar, medidos en canastas básicas totales (CBT):
Usuarios del servicio de ingresos altos (N1): 3.5 o más CBT
Usuarios del servicio de ingresos bajos (N2): menos de 1 canasta básica total
Usuarios del servicio de ingresos medios (N3) entre 1 y 3,5 CB

De acuerdo al segmento en el que esté inscripto el usuario, percibirá o no distintos subsidios sobre el precio de gas en boca de pozo, incorporado en los cuadros tarifarios vigentes.

Los usuarios pueden conocer los criterios de esta segmentación, completar o modificar su registro ingresando en: Segmentación energética: subsidios a la luz y el gas | Argentina.gob.ar.

SUBZONAS TARIFARIAS Y CONFORMACIÓN DE CUADRO TARIFARIO

Para la construcción final del cuadro tarifario, hay que tener en cuenta una tercera variable: la subzona tarifaria, que representa valores tarifarios y umbrales de determinación de usuarios completamente diferentes dependiendo la localidad de residencia.

Del cruce de estas tres variables (Categoría de consumo, Segmentación RASE, y Subzona tarifaria) se determina el cuadro tarifario en el que se basan las facturas, y que puede conocerse ingresando a: Tarifas Vigentes | Camuzzi Gas

BENEFICIOS, SUBSIDIOS Y TARIFAS ESPECIALES:

Adicionalmente a lo expuesto, existen categorías especiales de usuarios, que contempla distintos subsidios, como la TARIFA SOCIAL y la tarifa a ENTIDADES DE BIEN PÚBLICO. Asimismo, el beneficio “Zona Fría” se amplió a partir de 2021, a los hogares de las localidades y provincias argentinas de acuerdo con sus propias condiciones climáticas, independientemente de los ingresos y consumo de los usuarios. Los hogares alcanzados por este beneficio obtienen una bonificación del 30% en la tarifa, porcentaje que se eleva al 50% en el caso de aquellos usuarios con tarifa social o ubicados en la Región Patagónica, Departamento de Malargüe (Prov. Mendoza) y Región de la “Puna”.

¿QUÉ CONCEPTOS SE FACTURAN BIMESTRALMENTE?

La factura que emite y entrega Camuzzi a sus usuarios, retribuye no sólo la labor de la distribuidora, sino a todos los actores involucrados en la cadena energética: la factura está compuesta por el precio del gas, que remunera al productor de hidrocarburos por extraer la energía en los yacimientos; el transporte, que remunera a la empresa transportista por el servicio de llevar el gas desde el yacimiento hasta los centros de consumo, la distribución, que remunera a las distribuidoras, en este caso Camuzzi, por el servicio de llevar el gas desde el punto de entrega de la transportista hasta cada uno de los medidores de los usuarios y por el último, los impuestos del Estado Nacional, Provincial o Municipal según corresponda.

En resumen, más allá de los impuestos, los usuarios podrán encontrar entonces detalle de los conceptos facturados:
Un Cargo Fijo específico para cada categoría, y un Cargo Variable (el propio consumo), determinado por multiplicar la cantidad de m3 consumidos, por el valor que dicho m3 tiene para ese usuario.

EL CONSUMO DE LOS ARTEFACTOS:

Por último, cada artefacto tiene un consumo distinto. Por ejemplo, una estufa chica de 2.500 kcal/h, la más habitual en las habitaciones, prendida durante 8 horas diarias, consume en un bimestre casi 134m3. Una hornalla de la cocina, prendida 4 horas por día, consume al finalizar el bimestre aprox. 40m3.
Y un calefón, calculado para una casa de 2 personas, consume aproximadamente 67.80m3.
Conocer el gasto de los artefactos permite evaluar su uso, y medidas de ahorro en caso que se requiera reducir el consumo.
Camuzzi puso a disposición de sus usuarios un “Simulador de Consumo” por artefacto, que permite realizar el ejercicio de manera sencilla para obtener un aproximado: Simulador de Consumo | Camuzzi Gas

TIPS DE AHORRO:

Para calefaccionar el hogar, la compañía recomienda tener en cuenta los siguientes tips:

Regular el termostato a una temperatura ambiente de 20°C en invierno.

Calefaccionar solo aquellos ambientes donde haya gente. En espacios grandes, cerrar accesos y puertas a otras habitaciones para concentrar el calor en un único espacio más chico.

No abrir ventanas para bajar la temperatura. Para bajar la temperatura del ambiente, mejor hacerlo desde el mismo artefacto.

Utilizar burletes para que no se pierda el calor por las puertas y ventanas.

Tener en cuenta que los pilotos automáticos representan aproximadamente el 10% del consumo del hogar.

Asimismo, si se utiliza agua caliente se sugiere:

Usar conscientemente el agua caliente de la canilla.

Ducharse en un tiempo razonable.

Regular el agua caliente desde el artefacto para evitar mezclarla con agua fría.

Usar aireadores y reguladores de caudal.

En caso de utilizar el gas para cocinar es importante:

Usar el horno con moderación, ya que consume lo mismo que 3 hornallas.

Tapar siempre la olla para concentrar el calor.

Apagar o reducir la llama de la hornalla cuando la cocción llegue al punto de hervor.

No permitir que la llama de la hornalla supere el diámetro de la olla o recipiente de cocción.

Evitar abrir la puerta del horno durante la cocción, ya que pierde mucho del calor alcanzado.

Chequear y cambiar los burletes de la tapa del horno si fuera necesario.

Recordar que las hornallas y el horno no son para calefaccionar el hogar, dado que no es eficiente, pero principalmente porque es muy peligroso.

Acerca de la compañía
Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, cubriendo el 45% del territorio nacional en dos regiones contiguas. Bajo un complejo sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 50.000 km lineales de extensión, la compañía abastece a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

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¿Qué dice el comunicado interno del Enargas sobre la crisis del gas que provocó cortes a industrias y estaciones de GNC?

A raíz de un inesperado problema administrativo entre Enarsa y Petrobras, que impidió que se descargara un barco de GNL en la estación de Escobar, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) instruyó ayer a distribuidoras y transportistas a cortar la suministro a más de 100 grandes industrias y estaciones de GNC de todo el país. En esa lista figuran empresas cerealeras, petroquímicas, cementeras y agroindustriales ubicadas en la zona del Gran Rosario, que se extiende desde el sur de Santa Fe hasta el norte de la provincia de Buenos Aires, y también de Córdoba y Mendoza.

La medida derivó en que el Enargas convocara a un Comité de Emergencia para determinar la interrupción del suministro tanto a los contratos interrumpibles, que prevén la interrupción del suministro en caso de falntes de gas , como así también de contratos ‘en firme‘ para priorizar el abastecimiento de la demanda prioritaria del sistema (hogares, escuelas y hospitales).

La crisis fue generada por una suma de factores, entre los que también se cuenta un problema técnico que afectó a dos plantas compresoras de la Transportadora de Gas del Norte (TGN).

EconoJournal accedió a la minuta en la que se detalla la gravedad de la situación a distribuidoras y transportadoras y se las instruye expresamente a interrumpir el servicio a los usuarios considerados no prioritarios. El texto establece que:

“En función de lo resuelto por el Comité de Emergencia celebrado con motivo de una reducción transitoria de la inyección de gas natural del buque regasificador de Escobar, se procede de manera inmediata y hasta las 6:00 am del 30/5/24 al corte útil de la demanda no prioritaria (incluyendo industrias, centrales termoeléctricas y estaciones de GNC) para asegurar el suministro a la demanda prioritaria (incluyendo hogares, hospitales y escuelas)”.

El documento explica que la pérdida de gas estimada para el martes, atribuible a la parada de las plantas compresoras Beazley y Chaján fue de 2 millones de metros cúbicos (MMm3). Mientras que el cese de inyección de la terminal regasificadora Escobar -por la falta de autorización de Brasil para descargar el GNL del buque de Petrobas- provocó una baja de 6 MMm3 para el martes y 9 MMm3 para hoy.

En este contexto, ENARGAS estableció un corte por un volumen de 25,5 Mmm3 de gas “a implementar de manera inmediata y hasta las 6 am del 30/5/24, para sostener la demanda prioritaria”. Por otro lado, se aclara que según lo informado por Enarsa “no se cuenta con inyección adicional de Bolivia”.

El gobierno espera que la operación del sistema de transporte de gas se descomprima en junio con el ingreso de la planta compresora de Tratayén del Gasoducto Néstor Kirchner que está construyendo Sacde por orden de Enarsa. La obra tiene un avance del 86% y se espera el completamiento mecánico de las instalaciones para el 15 de junio, en línea con la fecha contractual. La puesta en funcionamiento de la planta demandará unas cuatro semanas de tareas conjuntas entre Enarsa y el fabricante del Turbocompresor. Además, se está coordinando junto a TGS, la transportista que opera el gasoducto, para contar con el ingreso de gas al sistema («gas-in«) la semana del 20 de junio.

La medida se efectivizó en la noche

El Comité de Crisis fue convocado ayer martes a las 21 y contó con la participación de representantes de la Secretaría de Energía, ENARGAS, Cammesa, TGN, TGS, Metrogas, Naturgy, Gasnor, Ecogas, Camuzzi, GasNea y Litoral Gas.

Horas después derivó en la orden a todas las estaciones de GNC del país de no hacer cargas, hasta nuevo aviso. Asimismo, se restringió el servicio a grandes industrias de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, Cuyo y el Norte del país.

Esta mañana, Marcelo Zanoni, presidente de la Cámara de Expendedores de GNC, confirmó en Radio Con Vos que el corte también recayó sobre estaciones que tenían contratos en firme, lo que podría derivar en un conflicto legal con el Gobierno nacional: «Se violó la ley», dijo.

Hoy la planta compresora de Tratayen que SACDE construye para Enarsa tiene un avance del 86% y se espera el completamiento mecánico el 15 de junio, en línea con la fecha contractual.
La puesta en funcionamiento se hace dentro de las siguientes cuatro semanas en conjunto con Enarsa y el fabricante del Turbocompresor.
Además, se está coordinando junto a TGS para tener el ingreso de gas al sistema («gas-in») la semana del 20 de junio.

Hoy se inició la descarga

Esta mañana, Enarsa confirmó que a las 9.10 el gobierno de Brasil aceptó la carta de crédito expedida por el Banco de la Nación Argentina para realizar el pago del buque de GNL que estaba amarrado en Escobar.

“Inmediatamente, se inicia el proceso de descarga del barco, que ya se encontraba amurado al buque regasificador de Escobar, conectado desde las 16 del martes 28 de mayo”, afirmaron en un comunicado.

En este sentido, explicaron que “la situación se produjo por una disconformidad del proveedor respecto a la carta de crédito emitida el pasado viernes 24, a pesar de que la misma fue emitida en los términos requeridos por el proveedor destacándose que el banco había recibido una igual para un cargamento similar en las últimas semanas”.

Este medio reveló en exclusiva que Enarsa había comprado el fin de semana un cargamento de GNL a Petrobras de urgencia para comenzar a regasificar ayer. La compra se había hecho de forma directa, es decir, sin licitación pública, con el objetivo de descomprimir la sorpresiva crisis del gas que tiene contra las cuerdas el despacho de energía en todo el país.

Sin embargo, la empresa no pudo documentar la transferencia de US$ 22 millones a una cuenta en el exterior de Petrobras, por lo que la petrolera controlada por el gobierno brasileño no había autorizado la descarga del cargamento de gas.

, Laura Hevia

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Petrobras aceptó el pago y comenzó la descarga de uno de los barcos de GNL

La empresa Petrobras aceptó esta mañana las condiciones de pago del cargamento de GNL amarrado en el puerto de Escobar y comenzó su descarga, según confirmó la empresa ENARSA.

“Hoy a las 9.10 se recibió la confirmación de la carta de crédito emitida por el BNA (Banco Nación), de parte del banco designado por Petrobras”, comunicó la compañía desde su cuenta de “X”.

ENARSA afirmó que “inmediatamente, se inicia el proceso de descarga del barco, que ya se encontraba amurado al buque regasificador de Escobar, conectado desde las 16 hs. del martes 28 de mayo”.

El proceso hasta que el GNL pase a la planta compresora y de allí comience a ser distribuido puede demandar entre 48 y 72 horas hasta alcanzar la normalización.

“La situación se produjo por una disconformidad del proveedor respecto a la carta de crédito emitida el pasado viernes 24, a pesar de que la misma fue emitida en los términos requeridos por el proveedor destacándose que el banco había recibido una igual para un cargamento similar en las últimas semanas”, destacó la compañía.

En esa línea afirmó que “este cargamento permite reforzar el abastecimiento de gas programado frente a la situación de frío inusual para la época y sostenido durante el mes de mayo”.

Debido a esta demora se registraron cortes de suministro en más de un centenar de industrias, siendo principalmente afectadas las provincias de Córdoba y Santa Fe.

La crisis se desató por las bajas temperaturas que se desplegaron por todo el país antes de lo previsto, mientras desde la Secretaría de Energía se demoró en la toma de decisiones para prever esta situación.

De todas maneras, es sólo un primer paso ya que deberán llegar por los menos tres decenas de barcos más para satisfacer una demanda invernal que será superior  a la prevista.

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El Gobierno estimó que esta noche “volverá a funcionar el servicio” de provisión de gas

El Gobierno estimó que durante la noche de este miércoles “volverá a funcionar el servicio” de provisión de gas.

Así lo indicó el vocero presidencial, Manuel Adorni, quien remarcó que “llegó al país el buque de Petrobras, que se encuentra descargando el material” necesario para el abastecimiento energético.

“Se estima que el servicio volverá a funcionar hoy a la noche”, señaló en la habitual conferencia de prensa matutina. 

Según explicó el funcionario nacional, se registró un problema con la carta de crédito que emitió el Gobierno, a través del Banco de la Nación Argentina designado por Petrobras, lo que dio inicio al proceso de descarga del barco que se encontraba amurado al buque regasificador de Escobar.

“Hubo un problema con la carta de crédito, el viernes emitimos el pago, y hubo un rechazo de la empresa tema que se terminó solucionando por eso hoy a las 9 comenzó la descarga del gas”, contó al respecto tras la aclaración de la Secretaría de Energía. 

En la misma línea, Adorni aclaró que el país atraviesa “el invierno más crudo en los últimos 44 años”, lo que agravó la situación al igual que el incremento del 55% en la demanda de gas en la variación interanual.

“Más allá de que es muy difícil saber en términos de demanda y de distribución qué es lo que nos deparará el invierno estamos haciendo todo los esfuerzos para que no ocurra y así lo deseamos y nos parece que así ocurrirá”, prometió, y añadió: “Detrás de este barco hay otra decena de barcos que van a colaborar con que no haya faltante de gas.” 

En otro pasaje de la conferencia, el vocero evitó opinar sobre el juicio por la expropiación de la petrolera de bandera YPF aunque lo calificó como “un proceso judicial penoso para la Argentina”. “No interferimos en el proceso judicial. No hacer comentarios es parte de la estrategia judicial”, planteó.

“Cuando haya alguna definición tomaremos las medidas que haya que tomar y las comunicaremos. Lo cierto es que no tenemos nada para decir ni tendremos nada para decir en tanto y en cuanto no haya una definición concreta”, concluyó. 

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Estaciones de GNC advirtieron sobre el impacto del corte de suministro y reclaman una solución

Las estaciones de servicio salieron a expresar su preocupacion por la interrupción del suministro de Gas Natural Comprimido (GNC) que las afecta.

La Confederación de Entidades del Comercio de Hidrocarburos y Afines (CECHA), junto con sus 16 Federaciones y Cámaras asociadas, instó al Gobierno nacional y a los actores del sector gasífero a “tomar las medidas necesarias para garantizar la provisión normal de GNC en las estaciones de servicio de todo el país”.

“Los cortes de suministro que afectaron en primera medida y en forma dispar a las estaciones de servicio con contrato interrumpible hoy alcanzan prácticamente a todas las bocas de expendio más allá del tipo de contrato que tienen acordado con sus respectivas distribuidoras, lo que pone en riesgo nuestros negocios y que afecta a la población”, alertaron desde la Confederación.  

“Por ello, es sumamente importante que las autoridades avancen en un plan que de previsibilidad y seguridad a los estacioneros y a los usuarios. Desde CECHA, seguiremos colaborando para buscar vías de solución que permitan el normal funcionamiento del sector”, destacaron.

El Gobierno prometió que a primera hora de este jueves estaría solucionado un problema, luego de que un barco de Petrobras demoró la descarga de gas debido a dificultades con una carta de pago.

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Neuquén es el destino de Corea del Sur, un país asiático que desea invertir en la provincia

El gobernador Rolando Figueroa y el embajador Lee Yong-Soo se reunieron y realizaron recorridos en Vaca Muerta, algo que mostró el interés de Corea del Sur en las posibilidades de desarrollo e inversión. En una reunión protocolar que mostró el interés de Corea del Sur en las posibilidades de desarrollo e inversión en la provincia de Neuquén, el gobernador Rolando Figueroa recibió en la Casa de Gobierno al embajador de la República de Corea del Sur en Argentina, Lee Yong- Entonces. El embajador visitó la región con el acompañamiento de oficiales de Kotra, la oficina comercial del Gobierno de Corea […]

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Etcheverry se reunió con el nuevo presidente de la CNEA por la PIAP

A poco de asumir, Germán Guido Lavalle visitó Neuquén para hablar sobre el futuro de la Planta Industrial de Agua Pesada. Se acordó analizar durante el próximo semestre las posibilidades que ofrece el mercado mundial para este producto y también otras alternativas de inversión. El ministro de Infraestructura, Rubén Etcheverry, mantuvo una reunión de trabajo con Germán Guido Lavalle, designado este mes como presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en el que abordaron diferentes temas; entre ellos, el funcionamiento de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) ubicada en Arroyito. “Con el ministro estamos viendo las posibilidades […]

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Mendoza quiere agilizar la creación de empresas para atraer inversiones

El Ejecutivo enviará a la Legislatura un proyecto de modificación de la ley de personas jurídicas, para que se puedan registrar con mayor rapidez y de modo sencillo. El Ejecutivo enviará esta semana a la Legislatura un proyecto de modificación de la ley 9.002, que regula la constitución de personas jurídicas. El objetivo es actualizar la normativa para acelerar el proceso de creación de empresas, de manera que los inversores vean a Mendoza como una provincia amigable para invertir y que ofrece certezas. Prepagas El Gobierno dijo que las prepagas devolverán los cobros excesivos en 12 cuotas pero las empresas […]

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La mesa técnica de Vaca Muerta se reunirá en Barrancas

Será en el contexto del Plan Provincial de Regionalización. Según datos del Censo Nacional 2022 es una de las regiones de la provincia con mayor crecimiento. Se desarrollará este martes en Barrancas la primera mesa técnica de la región Vaca Muerta, que reunirá a los equipos de distintas áreas del gobierno provincial, para avanzar en temas que fueron priorizados por los intendentes y presidentes de comisiones de fomento durante el encuentro en San Patricio del Chañar. “La segunda convocatoria contendrá las temáticas de seguridad, educación, turismo, género, deportes y emergencias. Es un gran desafío abordar estos temas y desarrollar estas […]

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Falleció Guillermo Pereyra, histórico líder del sindicato petrolero

Guillermo Pereyra, exlíder del sindicato petrolero, falleció en la ciudad de Neuquén tras sufrir un accidente cerebrovascular (ACV). El histórico líder del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa (de 80 años) fue internado en la madrugada del martes en estado crítico en el CMIC, pero en horas de la tarde se anunció su deceso. Pereyra había tenido complicaciones de salud el año pasado, que lo alejaron de la actividad política y de la vida sindical. Retiro En 2022, Pereyra ya había empezado a delinear su retiro de la política y el sindicato petrolero […]

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YPF amplió la exploración no convencional de Vaca Muerta a Mendoza

Según los últimos registros, la petrolera informó que los pozos mostraron interesantes datos de productividad de petróleo. YPF finalizó la primera fase del proyecto exploratorio no convencional en Vaca Muerta, en Mendoza. Avanzará con otro pad de pozos en un segundo período exploratorio para el 2025, de acuerdo con los resultados obtenidos. Las perforaciones en el extremo sur del departamento de Malargüe, conforme informado por la compañía, fueron descubridores de petróleo y posibilitarían un aumento en los límites productivos de la formación, alcanzando el hub core, que está principalmente ubicado en Neuquén. Consultas exploratorias se unieron en dos bloques junto […]

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Exclusivo: el detalle del sendero de quita de subsidios a la energía

Forbes tuvo acceso a la letra chica del esquema que pondrá en marcha el Gobierno. Cómo serán los principales puntos. El Gobierno anticipó en el Boletín Oficial que implementará un esquema de transición para reducir los subsidios energéticos y, en diálogo con Forbes, fuentes oficiales revelaron cómo será el detalle de los pasos a seguir. En las próximas horas se publicará una resolución que establecerá los nuevos precios del gas y la electricidad para el mes de junio, donde todas las categorías de usuarios sufrirán aumentos. Para los N1 (altos ingresos), comercios e industrias, la suba no logrará cubrir el […]

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Monitorearon el impacto ambiental de la bomba de petróleo no convencional

La primera inspección al pozo exploratorio MAYPA.X-1, donde se busca evaluar el potencial de producción de hidrocarburos no convencionales de la formación Palermo Aike, fue concretada el 22 de mayo por la Secretaría de Medio Ambiente de Santa Cruz. Según un comunicado de prensa de la referida repartición provincial, el objetivo principal de la visita fue evaluar el cumplimiento de las acciones señaladas en el estudio de impacto ambiental presentado por la empresa CGC S.A. al momento de finalizar el permiso ambiental del proyecto. De esta manera, el personal técnico de la Secretaría de Medio Ambiente realizó la primera inspección […]

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Insólito: como Petrobras no autorizó a Enarsa a descargar un cargamento de GNL, le cortaron el gas a más de 100 grandes industrias

Enarsa compró el fin de semana de urgencia un cargamento de GNL a Petrobras que debía empezar a regasificar hoy. Pero a último momento la empresa brasileña impugnó la carta de crédito con la que debía pagarse el combustible y no autorizó la descarga del GNL en la terminal regasificadora de Escobar. En simultáneo, TGN sufrió un problema técnico en dos plantas compresoras. A raíz de la situación, el Enargas convocó a un comité de emergencia para cortarle el gas a las mayores 100 industrias del país del norte de la provincia de Buenos Aires, el sur de Santa Fe, […]

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¿Por qué Bolivia debe concentrarse en el gas natural y no en el litio?

Un estudio que se presentó en Bolivia sugiere que haga más hincapié y apueste en la producción de gas natural más que en el litio, ya que sostienen que generará menos recursos. Hasta hace poco la explotación de litio en Bolivia era el principal rubro de exportación e ingresos del país. Sin embargo un estudio presentado por el Exministro de Hidrocarburos Mauricio Medinaceli, analizó aspectos como el precio internacional del litio, las regalías impuestos e incidencia en el PBI (producto bruto interno). Qué dice el estudio sobre Bolivia y el litio El documento se titula “¿Qué podemos esperar del litio?” […]

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Incertidumbre por la provisión de gas: el Gobierno no confirma el pago de los barcos importados

En medio de una intensa ola de frío, el Gobierno no pudo asegurar la provisión de gas y se prolonga la incertidumbre sobre la resolución de la crisis al no haber respuesta oficial acerca de los pagos pendientes que impidieron la descarga de un barco de GNL de la empresa Petrobras ya amarrado en la localidad de Escobar.

Pese a la crítica situación y a las insistentes consultas, aún no hay respuesta oficial de parte de la Secretaría de Energía a cargo de Eduardo Chirillo ni tampoco de Enarsa, la empresa encargada de ejecutar la operación.

La crisis ya paralizó industrias y dejó sin suministro a gran parte del transporte de carga y urbano que de esta forma ven imposibilitada su labor diaria.

Según publicó el portal especializado Econojournal, la crisis se agudizó en las últimas horas porque la empresa brasilera Petrobras se negó a aceptar la carta de crédito emitida por ENARSA para el pago del cargamento que fue comprado en forma urgente durante el fin de semana.

El monto asciende a US$22 millones y se estima que el pago debiera quedar saldado en breve, pero las dependencias oficiales a cargo de la operación evitan dar detalles.

La situación es crítica porque además se sumaron problemas en plantas de compresoras de la empresa Transportadora Gas del Norte, que le restó volumen a la red de distribución.

En consecuencia las estaciones de servicio de todo el país no cuentan con fluido para despachar y además se avanzó en el corte de suministro a grandes empresas.

Expertos del sector también señalan que la tirante relación entre Javier Milei y Lula Da Silva trabaron la situación dado que en otro contexto político podría no haberse llegado a esta situación.

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Chirillo aseguró que la falta de gas “no es responsabilidad de este gobierno”

En medio del faltante de gas, el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo aseguró no es responsabilidad del gobierno de Javier Milei de “no contar con la capacidad plena” del gasoducto a Vaca Muerta y dijo que el consumo residencial creció fuerte en un contexto de bajas temperaturas.

“Estamos en el otoño más frío desde 1980, no pronosticado y con fuerte demanda de gas. Sumado a situaciones excepcionales (limitación de importación de energía de Brasil, salida de embalse), se necesitó incorporar volúmenes de GNL, a precio de mercado, programados para más adelante”, remarcó en su cuenta de X (ex Twitter).

El Gobierno Nacional NO TIENE DEUDAS con los contratistas del GPNK ni con los de la Reversión del Gasoducto Norte. Los pagos están al día.

Asumimos con deudas, contratistas con precios desactualizados desde mayo/23, con Siras pisadas y sin ingreso al mercado libre de cambios.

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) May 29, 2024

Según el funcionario, el gobierno anterior negoció una reducción del gas importado, “justo para el invierno de este año”. Frente a eso, dijo, “acordamos con la brasileña Petrobras una asistencia para agosto y septiembre, y así cubrir esa reducción de volúmenes de gas”.

Sobre las obras inconclusas en el gasoducto Vaca Muerta, el funcionario apuntó contra la gestión de Alberto Fernández al remarcar que las obras del primer tramo del gasoducto Néstor Kirchner (GPNK) y las plantas compresoras de Tratayén y Salliqueló debían haber finalizado en septiembre de 2023.

Chirillo remarcó que el Gobierno regularizó pagos y destinó recursos para la finalización de las obras en Neuquén y en la provincia de Buenos Aires. En esa línea, el titular de la cartera de Energía afirmó que la gestión actual “no tiene deudas” con los contratistas del GPNK y con los de la reversión del gasoducto norte.

Respecto a la Reversión del Gasoducto Norte, el Gobierno anterior dejó sin adjudicar el primero de los tres tramos y sin licitar los otros dos.

Cuando asumimos, nos hicimos cargo de licitar y adjudicar la obra a la que ya el gobierno ha destinado más de $150.000 millones.

— Eduardo R. Chirillo (@chirilloeduardo) May 29, 2024

“Es un despropósito afirmar que sea responsabilidad de este gobierno no contar con la capacidad plena del GPNK ”, remarcó Chirillo a través de sus redes sociales. Y agregó que regularizaron pagos por más de $30.000 millones y se destinó recursos por otros $47.000 millones en la fase de terminación, debido al retraso heredado”.

Por qué falta gas en la Argentina

Con la llegada anticipada del frío, el consumo del gas se disparó y la oferta está restringida. La demanda de gas residencial se duplicó respecto de mayo de 2023 y todavía no se cuenta con el grueso del GNL importado por barco para reforzar la oferta nacional.

Tampoco llegaron los buques con combustibles líquidos (fueloil y gasoil) que Cammesa salió a comprar esta semana para que las generadoras eléctricas reemplacen el gas utilizado en sus procesos y permitir una mayor oferta en lo que se espera sean picos de demanda.

En tanto, siguen en obra las plantas compresoras del gasoducto de Vaca Muerta, que se retrasaron por el cambio de gobierno y recién hace unas semanas comenzaron a acelerarse.

Primero se cortó el servicio a aquellos contratos interrumpibles y se mantendrán así hasta que nuevo aviso. Luego, se redujo al mínimo el consumo de las industrias y estaciones de GNC con contrato firme para que no haya faltantes de gas en los hogares ni se generen cortes de luz. Ahora, se interrumpió el servicio de GNC en varias partes del país.

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Gas: Abastecimiento crítico

Las 100 industrias mas grandes del país hoy (miércoles 29/5) no reciben gas natural para operar. Tampoco las estaciones de servicios expendedoras de GNC, que tendrán interrumpido el suministro, al menos hasta el jueves 30.

Informadas de la situación por la Secretaría de Energía, las compañías distribuidoras de gas por redes de todo el país notificaron la interrupción de suministro, incluso a las estaciones que tienen contrato de provisión en firme.

“Hubo problemas con un barco que trae GNL desde Brasil (Carta de crédito) y están retrasadas las tareas de regasificación en el puerto de Escobar”, afirmaron fuentes empresarias del sector GNC.

La alta demanda de gas a nivel domiciliario debido a las bajas temperaturas, las limitaciones de la infraestructura de gasoductos troncales, y la insuficiencia de embarques de GNL para este mes explican la situación de desabastecimiento.

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YPF aumentará su actividad en Vaca Muerta Mendoza tras una primera exploración positiva

La petrolera estatal YPF informó que tras obtener resultados positivos en la exploración de dos pozos en el sur de Malargüe, se incrementará la actividad para el año que viene en el territorio que se denomina Vaca Muerta Mendoza.

La compañía detalló en un comunicado que “concluyó la primera etapa del proyecto exploratorio no convencional a Vaca Muerta en Mendoza y a partir de los resultados obtenidos avanzará con otro pad de pozos en un segundo período exploratorio para el 2025”.

En relación a las conclusiones que dejó el final de la primera exploración, el documento precisó que “los pozos perforados en el extremo sur del departamento de Malargüe fueron descubridores de petróleo y permitirían a la compañía extender los límites productivos de la formación, más allá del hub core que se encuentra principalmente localizado en Neuquén.

Al mismo tiempo, explicó que el proyecto que se está llevando a cabo consiste en que “en línea con la estrategia de expandir el conocimiento de Vaca Muerta, se asociaron compromisos exploratorios en dos bloques”.

Asimismo puntualizó el paso a paso, indicando que en primera instancia “en CN VII A se perforó el pozo vertical Aguada Negra de 2576 metros con rama horizontal de 1074 metros, mientras que en Paso Bardas Norte se llevó adelante un pozo horizontal de 1059 metros”.

Posteriormente, señaló que “se realizaron un total de 25 etapas de fracturas (12 en Paso Bardas Norte y 13 en Aguada Negra) para comenzar, el 18 de febrero pasado, los ensayos con el objetivo de evaluar correctamente los niveles de reservorio”. En tanto que revelaron que “actualmente los pozos muestran interesantes datos de productividad de petróleo, según los últimos registros”.

YPF proyecta pasar a un segundo período en el permiso exploratorio CN VII A, en el marco de un plan que contempla realizar en el 2025 un piloto vertical y dos ramas horizontales de 2500 metros a mayor profundidad.

El comunicado sostuvo que “este proyecto piloto no convencional es el primero que desarrolla YPF en la provincia y tiene como objetivo impulsar la continuidad de la exploración de Vaca Muerta”.

Además, recordó que “se puso en marcha en el segundo trimestre del 2023 permitiendo la obtención de datos geológicos relevantes para interpretar y caracterizar las condiciones que presenta la formación sobre el borde mendocino”.

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Estiman que hasta el fin de semana continuarán los problemas de abastecimiento de GNC

El presidente de la Federación de Entidades de Combustible de la provincia de Buenos Aires, Juan Carlos Basílico, estimó que los problemas de abastecimiento de gas natural comprimido (GNC) podrían extenderse hasta el fin de semana.

Basílico condicionó la solución del problema a la llegada de los barcos de Gas Natural Licuado (GNL) que el Gobierno había adquirido antes de que adelantará la llegada del invierno.

“Nadie esperaba el invierno a esta hora. Están viniendo 20 barcos que eran para la primera quincena de junio y pidieron otros 10. Para el fin de semana estaría solucionado”, señaló Basílico al programa Todo en Off que conduce Ramón Indart por Radio Splendid.  

El representante empresarial reveló que la federación le envió cartas documentos al presidente, Javier Milei y al secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirilo para que respondan sobre el tema.

También, le solicitaron explicaciones al gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axerl Kicillof, que “no dijo una palabra del tema”, se quejó Basílico.

“En el gobierno anterior dijeron que íbamos a tener gas para tirar para arriba y cada 100 kilómetros hacían una inauguración y ahora no tenemos gas. Pongamos la plata y no la desperdicien”, reclamó.

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Declaran de interés provincial la construcción de una megaplanta de GNL en Bahía Blanca

El gobernador Axel Kicillof firmó un decreto que declara de interés provincial la construcción de una planta de GNL en el Puerto de Bahía Blanca, en el marco de un proyecto estratégico entre YPF Petronas que impactaría en la creación de miles de puestos de empleo y el aumento de la exportaciones de la provincia.

“Se trata de un proyecto en el que venimos trabajando desde 2017 cuando se iniciaron las conversaciones entre YPF y el Puerto de Bahía Blanca, y que implicó que en 2023 se reservaran 1500 hectáreas a YPF en el Puerto de Bahía Blanca para poder localizar la planta donde se va a producir GNL”, expresó esta mañana el ministro de Producción, Augusto Costa.

Desde el gobierno bonaerense resaltaron “la conveniencia de la radicación de esta inversión en el puerto de Bahía Blanca se da por diferentes factores, que incluyen su conectividad y las capacidades de una ciudad que cuenta con el quinto polo petroquímico de América Latina, mano de obra local especializada y centros de formación”.

En ese aspecto, el funcionario expresó que “en un contexto difícil” por las políticas económicas del gobierno de Javier Milei, “reafirmamos la voluntad de la provincia de Buenos Aires de trabajar con YPF y Petronas, junto al Consorcio del Puerto de Bahía Blanca, para darle continuidad a este proyecto que cambiará la perspectiva de nuestra provincia y la región”.

Ante algunos rumores que colocan en la competencia a la provincia de Río Negro, Costa afirmó: “Creemos que es una inversión que le va a cambiar las perspectivas a la ciudad, a la región, a la Provincia y que, por supuesto, para el país va a ser un proyecto importantísimo que se pueda desarrollar y, más allá de algunos trascendidos, no vemos ningún motivo para que ni la conveniencia del proyecto, ni la radicación específica del puerto de Bahía Blanca tenga que ser puesta en cuestión. Venimos trabajando de manera conjunta con autoridades de YPF para brindar todo lo necesario y facilitar el avance del proyecto. Así que confiamos en que vamos a poder continuar con esta importante inversión y que va a ser una realidad dentro de poco”, concluyó.

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Fuerte respaldo de diputados bonaerenses a la exploración petrolera offshore

Diputados bonaerenses, representantes empresariales y gremiales y autoridades portuarias de Mar del Plata brindaron un fuerte respaldo al trabajo pesquero y a la explotación petrolera offshore.

La postura se dio a conocer en una reunión de la comisión de Intereses Marítimos, Portuarios y Pesca de la Cámara de Diputados bonaerense, que sesionó en dependencias del Consorcio Portuario Regional. 

Además del presidente del área de trabajo, Gustavo Pulti, participaron de la reunión ordinaria de la comisión los diputados Juan Martín Malpeli, Salomé Jalil Toledo, Sofía Pomponio, Soledad Alonso, Fernando Compagnoni, Ricardo Lissalde, Martín Rozas y Susana González. 

Apoyo unánime a la exploración offshore

Con posterioridad al tratamiento de los proyectos previstos en el orden del día, los diputados recibieron el informe del titular del Consorcio, Marcos Gutiérrez, acerca de la gestión actual de la estación portuaria marplatense. 

En el documento se destacó todo lo relativo a la exploración offshore que ya ha comenzado. “Mar del Plata se encamina hacia una nueva gran oportunidad de desarrollo económico que tiene como base de sustentación su puerto”, señaló Gutiérrez. 

Además, el proyecto en marcha de la exploración en ultramar para determinar la existencia de reservas petroleras tuvo por parte de la comisión un apoyo unánime. 

Representantes de las distintas bancadas expresaron su acompañamiento al desarrollo de esta iniciativa que puede permitir un nuevo horizonte de actividades para Mar del Plata y su economía, generando mayores oportunidades de trabajo e inversión. 

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Comercios de Pilar denuncian que Edenor corta la luz antes del segundo vencimiento

A la caída vertical de las ventas y el aumento de las tarifas de los servicios, los comerciantes de Pilar sumaron una nueva preocupación. En los últimos días, cuadrillas de Edenor procedieron a la desconexión de la red eléctrica a locales comerciantes con boletas impagas. El corte del suministro tuvo una particularidad: fue realizado antes del segundo vencimiento de la factura.

La situación fue puesta de manifiesto por la Defensoría del Pueblo de Pilar, que comenzó a recibir las denuncias de los damnificados.

El ente que conduce el ombudsman Adrián Maciel alertó, a través de un posteo en la red social Instagram, que el hecho de que el corte se produzca antes del segundo vencimiento establecido en la boleta constituye “una práctica irregular” por parte de la distribuidora eléctrica, y se puso a disposición para recibir los reclamos correspondientes.

“En los últimos días, en la Defensoría del Pueblo del Pilar recibimos reclamos por parte de distintos comerciantes de Pilar a los que la empresa Edenor procedió a cortarles el servicio de energía eléctrica por falta de pago, antes de la fecha establecida para el segundo vencimiento de su factura”, relata la publicación del organismo.

“Ante esta situación, advertimos que se trata de una práctica irregular y recordamos que estamos a disposición de los usuarios para efectuar el correspondiente reclamo”, detalló.

A la vez, indicó que “los afectados o quienes tengan dudas en torno a esta situación, pueden acercarse a nuestras oficinas, comunicarse vía WhatsApp o a través de nuestras redes sociales”.

Defensoría del Pueblo

Hasta el momento, la Defensoría del Pueblo tiene iniciados tres expedientes por casos similares ocurridos en Pilar centro y en Presidente Derqui.

En dos de ellos, se repitió la irregularidad de que el corte se produjo cuando la boleta aún tenía una instancia de vencimiento por delante.

“En uno de los casos, el comerciante vio a la cuadrilla que estaba por efectuar el corte y logró frenarla hasta poder efectuar el pago de la boleta que debía”, le contaron a El Diario fuentes de la Defensoría del Pueblo de Pilar.

Las presentaciones pueden realizarse personalmente en Fermín Gamboa 430, Pilar, de lunes a viernes de 8 a 15. También de forma telefónica al (0230)-4277330; vía WhatsApp al 113703-1094, o enviando un mail a defensoriadelpueblo@pilar.gov.ar.

En las últimas semanas, las boletas de numerosos locales comenzaron a llegar con fuertes aumentos que, sumados a la baja de la actividad con su consecuente impacto en la facturación, se convirtieron en una amenaza para la continuidad del comercio.

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Atraso en obras y un invierno anticipado, las causas de una nueva crisis energética

El atraso en la conclusión de obras clave, una deficiente programación de compras y un invierno anticipado formaron un combo perfecto para que la Argentina atraviese un nuevo invierno con problemas en el suministro de gas.

Cuando el grueso de la población confiaba en que la construcción del gasoducto desde Vaca Muerta era la solución definitiva, apareció una situación climática anómala y se multiplicaron los problemas.

Ante la coyuntura el Gobierno declaró la pre emergencia energética lo que disparó el corte de suministro a los usuarios con contratos interrumpibles.

Consultado por la agencia Noticias Argentinas, el ex secretario de Energía Daniel Montamat describió un panorama complicado para los próximos meses.

“Se anticipó el invierno y estamos demandando unos 140 m3 por día al duplicarse la demanda residencial que es de 70/80 m3”, detalló, al tiempo que aclaró que “el sector industrial está en semi recesión en las distintas partes del país porque si no hubiera trepado más”.

Montamat señaló que desde el “lado de la oferta tenemos el problema que Bolivia nos está mandando menos gas y deberíamos haber empezado antes las obras de reversión del gasoducto del Norte para inyectar el gas de Vaca Muerta. Esas obras han empezado pero no van a estar para el invierno, con lo cual se van a sentir las restricciones en la zona norte del país”.

Añadió que el gasoducto “Neuba III (que trae el gas de Vaca Muerta) está iniciado y terminado en una primera etapa y está transmitiendo 11 millones de m3 por día y debería estar transportando el doble”.

A su vez, también marcó que “hay una demora en las obras de comprensión para que por el mismo caño entre a pasar más gas”.

Montamat indicó que por una mala programación “se importaron 20 barcos de GNL y posiblemente se hayan tenido que haber importado más”.

El especialista señaló que “en resumen, se anticipó el invierno, creció al demanda y hay que despejar cuellos de botella. Gas hay, pero está faltando logística y un poco de articulación y programación”, remató.

Un diagnóstico similar realizó Emilio Apud, quien también ocupó el cargo de secretario de Energía, pero con especial énfasis en los errores que se produjeron con la construcción del gasoducto NEUBA III “mal llamado Néstor Kirchner”.

Tras enumerar sus discrepancias por la construcción y el manejo de la empresa ENARSA durante el invierno pasado, Apud remarcó que “el gasoducto se inauguró cinco veces y está por la mitad”.

El ex funcionario también puntualizó que por el ducto circulan sólo 11 millones m3 cuando debieran transportarse 22 millones m3.

“El invierno llegó antes y el Gobierno tenía prevista importaciones de 20 barcos y ahora pidió 10 más, pero mientras tanto para que las centrales eléctricas no sustituyan todo el gas por gas oil que es más cinco veces más caro, entonces se recurre a cortarle el gas a quienes tienen abastecimiento interrumplible”, añadió.

Si bien admitió que el heredó una situación complicada, Apud consideró que “este Gobierno también se durmió un poco en los laureles ya que tendría que haber evaluado acelerar los pagos a las firmas que están haciendo las plantas compresoras para contar con 10 millones m3 más diarios porque en última instancia, lo que se le estaba adeudando para que continuaran con los trabajos era del orden de los U$S 35/40 millones que no es nada en comparación con lo que cuesta la importación de gas o de gasoil”.

Por su parte, la ex subsecretaria de planificación energética y directora de la Fundación Encuentro, Cecilia Garibotti afirmó que “el año pasado nos aseguramos con el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner podamos abastecer al país con gas local, que se tenía que complementar con plantas compresoras y con la reversión del Gasoducto Norte, pero todas estas obras las frenó el gobierno actual”.

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Advierten sobre las causas de la desaceleración de proyectos renovables en Colombia

Cuatro años atrás, Colombia experimentaba un crecimiento acelerado de inversiones en proyectos renovables que parecía no tener fin y posicionaba al país como uno de los más avanzados de América Latina en diversificar su matriz.

Si bien las principales generadoras del país como EPM, Enel, Celsia e Isagen nunca han dejado de construir nuevos proyectos ante la fuerte demanda de energía, especialistas advierten un estancamiento en el avance de nuevas centrales limpias y demoras en la entrada en operación de desarrollos que ya están en periodo de pruebas.

Esto es altamente perjudicial para Colombia teniendo en cuenta que fenómenos climáticos adversos como “El Niño” obligan a reducir su dependencia hidroeléctrica para garantizar el suministro eléctrico nacional.

En este contexto, Miguel Lotero, ex viceministro de Energía de Colombia y experto en la formulación de políticas públicas para el sector minero energético, reconoce esa desaceleración del auge renovable y explica sus motivos en diálogo con Energía Estratégica. No obstante, es optimista y afirma que el interés de los inversionistas aún persiste.

Muchos expertos alertan por un parate en el boom de las renovables en Colombia. ¿Qué motivó ese estancamiento?

Hay varias razones. Desde el 2014 (con la promulgación de ley de renovables) hasta el 2018, la tasa de crecimiento de las energías renovables fue exponencial: pasamos de 0 de capacidad instalada en renovables a 1200 MW con las dos subastas al final del gobierno pasado. La tasa de crecimiento era muy impresionante y fácil de ver pero como era de esperar, ese crecimiento se fue estabilizando.

Además, hemos tenido una época difícil en el sentido de tasa de cambio y tasa de interés. El peso colombiano se debilitó respecto al dólar en los años de pandemia, lo cual complicó las inversiones renovables.

También, hubo una posición deliberada del gobierno actual de no acompañar a los proyectos.  El sector de energía en Colombia es muy poco sensible al gasto público: no necesita fondos del gobierno para desarrollar proyectos. En contraposición, el Estado sí debe dar seguridad en la regulación y acompañamiento al sector privado en el desarrollo, sobre todo, en los temas de permisología y en lo vinculado al acompañamiento en comunidades. Se produjo un desescalamiento importante frente a lo que pretendía el gobierno anterior y eso el sector lo ha sentido. 

Coyunturalmente, hubo una concentración muy alta del sector energético en Colombia en los últimos 6 y 8 meses de afrontar la situación de sequía y el fenómeno de El Niño y eso fue fundamental. Todo el sector estaba con la tensión puesta en eso.

Sumado a esto, ha habido bandazos regulatorios en los cuales se ha desfigurado la institucionalidad del sector. Hoy en día tenemos un solo comisionado simple del cuerpo regulatorio que es la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), el resto de los 6 comisionados independientes no han sido nombrados en propiedad. Eso es un problema institucional bastante fuerte para el sector porque la comisión no está produciendo la regulación según las reacciones del mercado.

Debido a esa falta de funcionamiento de la CREG, el gobierno ejecutivo ha tomado algunas funciones que generaron inestabilidad en el corto plazo de lo que sucede en el sector. 

No obstante, a juzgar por las solicitudes de derecho de conexión de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), uno ve que los inversionistas no han dejado de tener interés por las renovables. Ejemplo de ello, es la capacidad de conexión a la red que se pide.

 El año pasado se asignaron alrededor de 7 GW en conexiones y esa generación era parte de un gran universo de las 57 GW adicionales que estaban en solicitud. Si tienes 57 GW en pipeline de los cuales asignas 7 GW y tu capacidad instalada total a nivel país es de entre 18/20 GW: estos números son un buen termómetro. A su vez, se espera a mitad de año con la UPME, que se puedan asignar alrededor de entre 6 y 9 GW otra vez.

Entonces, si bien señale las razones de desaceleramiento, uno mira que el interés de los inversionistas no ha bajado.

¿Por qué motivos cree que demoran tanto en entrar en operación los 1029 MW que tiene Colombia en periodo de pruebas?

Muchos de esos proyectos son desarrollados por una empresa y ejecutados por otra. Eso puede generar asimetrías de información que haya que cubrir en temas ambientales.

También en Colombia hay un tema de capacidad institucional de las entidades regionales y nacionales que están a cargo del permitting. Las regionales no tienen las capacidades técnicas para analizar ciertas cosas y hay retrasos porque los procesos no están bien habilitados. 

En el caso de las entidades nacionales como Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA), hay una saturación de la capacidad operativa que puede significar cuellos de botella. Adicionalmente, los proyectos que requieren consulta previa, necesitan un acompañamiento gigante del gobierno el cual se ha visto desescalado por la administración actual.

Si esta situación perdura, creemos que tres años es muy poco tiempo para que entren los casi 4 GW de proyectos asignados por la Subasta de Cargo de Confiabilidad. Las garantías ayudan a filtrar la seriedad del desarrollo y la financiación pero es complejo porque son difíciles de conseguir para algunos desarrolladores.

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Santa Fe: realizaron una ronda de negocios para concretar la construcción de un Parque fotovoltaico en Avellaneda

“Hoy generamos un nuevo hito para hacer realidad un sueño. Una hoja de ruta programada, planificada, para que nuestra ciudad, se abastezca 100% de las energías renovables al 2050. Este es un paso muy importante que estamos dando, y es posible gracias al trabajo de María Julia y de todos los integrantes de ICLEI (Gobiernos Locales por la Sustentabilidad), con el apoyo del Gobierno de la Provincia de Santa Fe”, destacó el Intendente Gonzalo Braidot en ocasión de la ronda de negocios organizada para el desarrollo del parque solar Avellaneda para iniciar el camino de transición energética de dicha localidad. El jefe de gobierno agradeció el acompañamiento de instituciones y empresas locales y de la región.

El evento tuvo lugar este miércoles 22 de mayo en el Centro de Convenciones Estación Belgrano en la capital provincial, y reunió a funcionarios de distintos niveles del Estado junto a empresarios y potenciales inversores para la concreción del proyecto.

Se trata de la instalación de un parque solar fotovoltaico en esta localidad del departamento General Obligado, al norte de la provincia de Santa Fe, en el marco del proyecto 100% Energías Renovables (100% RE). Este parque aportará al objetivo de que la ciudad transicione al 100% de energías renovables para el año 2050 y, por lo tanto, representa una valiosa oportunidad de inversión para el desarrollo sostenible de la provincia.

“Celebramos la presencia de más de 30 actores estratégicos del sector privado energético, cámaras empresarias y colegios profesionales, que son clave para el desarrollo de soluciones sostenibles que impulsen la generación de energías renovables en la región”, expresó la directora ejecutiva de ICLEI, María Julia Reyna, en la apertura de la Ronda de Negocios.

En el encuentro estuvieron presentes la presidenta de la Cámara de Diputados de Santa Fe, Clara García; el ministro de Ambiente y Cambio Climático de Santa Fe, Enrique Estévez; la secretaria de Energía de Santa Fe, Verónica Gesse; la subsecretaria de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Santa Fe, Cecilia Mijich; el senador provincial por el departamento General Obligado, Orfilio Marcón; y el diputado provincial, Dionisio Scarpín.

“El objetivo para 2050 es alcanzar el 100% de los consumos energéticos de la ciudad de Avellaneda con fuentes renovables, disminuyendo así las emisiones de efecto invernadero vinculadas a este sector y contribuyendo a cumplimentar las Contribuciones Determinadas a nivel nacional. Para lograrlo, la herramienta principal es la transición energética, es decir, cambiar de un sistema energético radicado en los combustibles fósiles a uno de bajas emisiones o sin emisiones de carbono, basado en las fuentes renovables”, dijo Reyna respecto del camino que Avellaneda busca iniciar a partir de la instalación del parque fotovoltaico.

“Son los gobiernos locales y regionales, en alianza con el sector privado y científico-tecnológico, quienes pueden desarrollar proyectos de energía renovable, combinando recursos y conocimientos para maximizar el impacto”, agregó la directora ejecutiva de ICLEI Argentina.

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Solicitan la aprobación del proyecto de ley clave para potenciar las renovables y reglamento para generación distribuida

Con un potencial renovable considerable y un mercado en evolución, Perú tiene la oportunidad de convertirse en un referente regional en energías limpias.

No obstante, el impulso hacia la transición energética en el país requiere de marcos legales y reglamentarios claros con visión a largo plazo que favorezcan el desarrollo y la adopción de energías renovables. 

En línea con estos objetivos, desde hace años se está discutiendo en el Congreso un proyecto de ley clave para impulsar las energías limpias en Perú pero que aún no logra conseguir la mayoría y convertirse en ley.

Esta iniciativa propone dos cambios fundamentales para el mercado eléctrico: separación de energía y potencia en los contratos de suministro  y el establecimiento de bloques horarios al estilo chileno.

Tal como ya había explicado Energía Estratégica, el objetivo de la ley es promover una mayor participación de energías renovables (solar, eólica) a fin de contar con energía eléctrica de menor costo y menos contaminante, lo que contribuirá a reducir las tarifas eléctricas..

En la actual ley se obliga a contratar potencia y energía de manera conjunta, lo que limita la participación de las centrales de generación solar. Por ello, este cambio permitiría la participación de todas las tecnologías de generación eléctrica en las licitaciones de suministro de las empresas distribuidoras.

En este marco, Luis Cabrejos, experto del sector energético, destaca a Energía Estratégica la urgencia de aprobar este proyecto de ley así como la creación de un reglamento para impulsar la generación distribuida en el país.

“La propuesta de ley busca hacer más competitivas las inversiones en energías renovables al permitir que una planta solar pueda licitar contratos de energía divididos por bloques. Esta modalidad brinda una mayor flexibilidad y competitividad, facilitando la entrada de las energías limpias en el mercado energético peruano”, explica el experto.

Aunque este proyecto de ley ha enfrentado varios retrasos a lo largo del tiempo, lo cual ha generado incertidumbre en el sector, Cabrejos cree que su aprobación es solo cuestión de tiempo, ya que el mercado necesita cada vez más energías renovables para satisfacer la creciente demanda energética. 

“Con la participación de múltiples actores interesados, la presión para aprobar la ley es cada vez mayor, y se espera que el proyecto se materialice en los próximos años”, afirma.

A su vez, el especialista plantea otro aspecto crucial para el crecimiento de las energías renovables en Perú: la implementación de un reglamento para la generación distribuida. 

Este tipo de generación permite que usuarios finales y libres, como hogares y pequeñas empresas, puedan inyectar su propia energía a la red eléctrica, obteniendo beneficios económicos por ello. Cabrejos sostiene que un reglamento claro para la generación distribuida fomentaría esta modalidad, especialmente ahora que el costo de la tecnología ha disminuido notablemente.

De esta forma, el especialista enfatiza que la masificación de la generación distribuida podría tener un impacto significativo en el sistema energético del país. 

“Al brindar incentivos para que más usuarios adopten esta modalidad, se puede avanzar hacia un modelo energético más sostenible y descentralizado. Con la generación distribuida, Perú podría aprovechar mejor sus recursos solares, impulsando el crecimiento de las energías renovables a nivel local”, concluye.

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Más densidad, energía y seguridad: los avances de Trina Storage en almacenamiento en baterías

Trina Solar, empresa con 27 años de experiencia en la producción de módulos fotovoltaicos, continúa ampliando su gama de productos y presencia a nivel global con el fortalecimiento de nuevas unidades de negocios como Trina Tracker y Trina Storage.

Como Trina Storage, desde 2022 están integrados verticalmente, con una fábrica propia de celdas donde cuentan una capacidad de producción de 20 GWh de celdas de almacenamiento.

Vicente Walker, jefe para Latinoamérica y el Caribe de Trina Storage, comentó que han trabajado en la densificación de celdas en respuesta a las tendencias del mercado y demandas más crecientes de más capacidad y energía disponible.

“En la celda misma que es fabricación nuestra hemos pasado de 280 Ah a 306 Ah y ahora a 314 Ah que es un 15% más de capacidad de almacenaje en un mismo espacio físico”.

“Luego, hemos trabajado en el gabinete, donde ya tenemos soluciones de 4 y 5 MWh de almacenaje en el gabinete”.

“Además, hemos trabajado en la seguridad del producto, tema que toma mucha importancia el día de hoy, con una serie de sensores de medición en la misma celda, temperatura y voltaje y un sistema BMS (Battery Management System) para trabajar en caso de que aparezca algún incidente en en el contenedor”, detalló durante su participación en el evento Future Energy Summit Mexico (FES Mexico).

Desde su área de I+D, Trina ya cuenta con 800 personas abocadas exclusivamente a almacenamiento y enfocados no sólo en temas de densidad de celdas, capacidad del gabinete o seguridad de los sistemas. Según explicó Vicente Walker, están interesados en garantizar más energía real disponible.

“Lo que es más importante para el cliente es la energía usable, es decir cuánto de esa energía o de esa capacidad de almacenaje del contenedor es la que verdaderamente puedes usar y cómo eso se trabaja en la vida útil del proyecto”, consideró.

En tal sentido, indicó que del 100% de energía que ingresa, ocupan pequeños porcentajes para su operación, como ser un 1% para el sistema de climatización, destinando la gran mayoría a la energía disponible para los clientes.

“Nosotros al día de hoy estamos entregando de las mejores curvas de energía usable real del gabinete, descontando todas las pérdidas que tiene el contenedor de almacenamiento”, destacó Vicente Walker, jefe para Latinoamérica y el Caribe de Trina Storage.

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SL Rack analiza las tendencias en estructuras solares para Latinoamérica y Europa

El sector renovable de Latinoamérica continúa en constante crecimiento y cada vez atrae más actores que se posicionan en el mercado para diversificar su matriz energética, avanzar en la transición energética y mitigar los efectos del cambio climático. 

SL Rack, empresa alemana dedicada mayoritariamente a la fabricación de estructuras para suelos y cubiertas planas e inclinadas y seguidores fotovoltaicos, es una de esas entidades que acompaña el camino hacia la sustentabilidad y que dijo presente en el Future Energy Summit Central America & The Caribbean. 

Por tal motivo, Oscar Rubio, sales manager Ibérica & Latam de SL Rack, participó del ciclo “Entrevistas con Líderes” de Future Energy Summit (FES) y analizó las diferencias entre LATAM y Europa en la materia y las tendencias que se avecinan en estructuras solares para ambos mercados. 

“Siempre tenemos que analizar la ubicación del proyecto, realizar los cálculos estructurales para garantizar el cumplimiento de las normas vigentes en cada país. Por lo tanto, en el ámbito técnico, todos los procesos desarrollados en Europa se trasladaron a Latinoamérica, principalmente al Caribe”, señaló. 

Aunque con la particularidad respecto a la optimización máxima de las estructuras, ya que anteriormente contaban con factores de seguridad muy elevados por la propia falta del know-how, mientras que actualmente se optimiza al máximo la solución a suministrar en pos de lograr el precio más bajo con productos de primer orden, alta calidad y que produzca lo máximo posible. 

“Sin embargo, una diferencia muy grande es cómo son los participantes del mercado latinoamericano y el europeo. Hay una estrecha relación entre el cliente final y los correspondientes proveedores de productos”, aclaró Rubio. 

Por el lado de las tendencias, el sales manager Ibérica & Latam de SL Rack reconoció que suelen ser similares en todos los mercados y, por tanto, desde la compañía apuestan por estructuras para cada cubierta, adaptándose a cada tipo que pudiera haber en los países y la forma de construir. 

“La premisa es adaptarse, a la par de hacer hincapié en el tipo de cubierta (plana o inclinada) y del suelo. Aunque sí es cierto que los vientos son muy elevados en la zona del Caribe, de hasta 240 km/h, por lo que no se implantaron tanto los seguidores solares, sino que el mercado está orientado a estructuras fijas”, subrayó. 

Y es por ello que desde SL Rack tienen objetivos claros en la internacionalización de la empresa, mediante el traslado de su forma de trabajar, cooperar y relacionarse con los clientes, por lo tanto se  enfocan en LATAM y el Caribe con cubiertas industriales y proyectos con estructuras fijas y marquesinas. 

“El producto estrella en la región es proyecto sobre suelo con estructura fija y sobre cubierta para naves industriales. (…) Igualmente, la tendencia es que se implanta mucho el seguidor fotovoltaico en Latinoamérica, ya que la diferencia de coste es similar y produce un 20-25% más de energía”, complementó durante ciclo “Entrevistas con Líderes” de Future Energy Summit.

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Solis implementa con éxito la tropicalización de productos en mercados latinoamericanos

Solis, fabricantes de inversores en el top3 global, garantiza los más altos estándares de calidad y el cumplimiento de las regulaciones internacionales más estrictas para el sector eléctrico.

Enfocados al 100% en electrónica de potencia, esta marca cuenta con una de las gamas de productos más amplias de inversores disponibles en Latinoamérica que van desde 0.7kW a 350 kW.

Aquello no sería todo. Además del abanico de potencias que cubren para el segmento residencial, comercial-industrial y utility, la estrategia de este fabricante es tropicalizar su oferta para atender las necesidades locales.

“Contamos con todas las certificaciones requeridas para todos los mercados en los que atendemos desde Canadá hasta la Patagonia chilena y argentina”, aseguró Sergio Rodríguez, gerente de Producto y Servicios para Latinoamérica de Solis.

“En México, ya tenemos 10 años de desarrollo, de tropicalización de todos nuestros productos en conjunto con nuestros partners principales”, agregó Rodríguez durante su participación en el evento de Future Energy Summit (FES) en México.

Para el segmento comercial-industrial, Solis cuenta con la gama más variada y de las más tropicalizadas para el mercado mexicano por el diálogo cercano que tienen con distribuidores y clientes principales que requieren instalaciones ongrid, offgrid e híbridas.

“En Solis hacemos productos hechos a la medida para el mercado mexicano”, subrayó Rodríguez.

Entre su oferta para este mercado se destaca el equipo de 60 kW trifásico 220 V, los de 124 kW para media tensión, que entran dentro de la regulación de la generación distribuida. Y para proyectos de mayor potencia, acaba de lanzar inversores híbridos trifásicos a 220 V y trifásicos a 440 V.

Adicional a eso, para sector utility también esta marca está presentando su inversor de 350 kW y, según reveló Sergio Rodríguez, gerente de Producto y Servicios para Latinoamérica de Solis, cuentan con “muchos proyectos en cotizaciones” con este inversor pero aún están a la espera de señales del gobierno para avanzar.

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Cámara Panameña de Energía Solar reitera la urgencia de cese de prácticas desleales en la Industria Solar

La Cámara Panameña de Energía Solar, gremio que agrupa a las empresas dedicadas a la industria de la energía solar en el país, emite la presente nota para reiterar la urgente necesidad de cesar las prácticas desleales que están afectando al sector y manifestar su reconocimiento a la Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia (ACODECO) por su oportuna intervención.

En los últimos meses, hemos observado con preocupación cómo las distribuidoras de electricidad, que tienen el rol regulador sobre la aprobación de instalaciones de paneles solares, han incurrido en prácticas que podrían considerarse desleales y que están afectando negativamente a las empresas del sector solar.
Entre las preocupaciones principales se destacan:

1. Conflictos de intereses: Las Distribuidoras, al actuar como reguladores y certificadores en el proceso de instalación de paneles solares, demandan a las empresas suministrar todos sus planos, permisos e incluso datos completos del cliente para tomar decisiones sobre la viabilidad de la instalación del medidor. Esta práctica, que ha venido en aumento, permite a las distribuidoras influir de manera injustificada en la aprobación o denegación de proyectos solares, generando un ambiente desigual y perjudicial para la competencia.

2. Retrasos injustificados: Hemos detectado un patrón de retrasos injustificados en el proceso de aprobación de instalaciones de paneles solares realizados por nuestras empresas asociadas. Estos retrasos no solo encarecen los proyectos, sino que también afectan la confianza de los consumidores.

3. Obstaculización en la Interconexión: Además, hemos recibido múltiples reportes de dificultar la conexión de sistemas solares aprobados a la red eléctrica, lo cual perjudica a nuestros clientes y a la expansión de la energía solar en Panamá.

La Cámara Panameña de Energía Solar reitera que estas prácticas no solo dañan a nuestras empresas miembros, sino que también obstaculizan el desarrollo sostenible y eficiente del sector energético en Panamá.

Las empresas dedicadas a la energía solar cumplen con sus obligaciones fiscales, contribuyen a la seguridad social mediante el pago de cuotas a la Caja del Seguro Social y generan un importante número de empleos en el país, siendo una fuente de crecimiento económico y sostenible.

Queremos expresar nuestro agradecimiento a la Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia (ACODECO) por su oportuna intervención en la investigación de estas prácticas.

Confiamos en que su mediación y acciones contribuirán a establecer un entorno más justo y regulado, donde todas las empresas puedan operar sin trabas injustificadas y de manera competitiva.

Asimismo, hacemos un llamado a las distribuidoras de electricidad para que cesen inmediatamente estas prácticas y promuevan la transparencia y la equidad en todas sus operaciones.

La Cámara Panameña de Energía Solar seguirá vigilante y trabajando conjuntamente con ACODECO y otras entidades reguladoras para asegurar que el crecimiento de la energía solar en Panamá se desarrolle en un entorno justo, competitivo y sostenible.

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UPME espera incremento de solicitudes de incentivos tributarios en gestión eficiente de energía

Con la expedición de la Resolución CREG 101-043 el pasado 25 de abril de 2024, la UPME precisó este miércoles que espera un aumento significativo de las solicitudes de incentivos tributarios en materia de respuesta de la demanda, por parte de nuevos sectores en temas relacionados con digitalización, buenas prácticas operativas y medición inteligente.

“Tras las novedades regulatorias, estamos muy optimistas desde la UPME que el volumen de nuevas solicitudes de incentivos tributarios se intensifique, ya que da nuevas herramientas para que sectores como el minero, hidrocarburos, termoeléctrico e industrial puedan presentar solicitudes para su viabilización técnica y económica.

Esta es una gran noticia pues permitirá que Colombia pueda avanzar más rápidamente en las metas de ahorro energético proyectadas a 2030, al permitir la concurrencia de nuevos actores con iniciativas en gestión eficiente de la energía” manifestó Adrián Correa, director general de la UPME.

Es preciso indicar que el Plan de Acción Indicativo del Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía- PROURE estableció a 2030 una meta de ahorro acumulado de 1.688 peta joules, equivalentes al 10% del consumo de todo país en el año 2021, de los cuales 192 peta joules provendrían de acciones de respuesta de la demanda, donde se encuentran cobijados los sectores antes mencionados.

El ente de planeación recordó que con este nuevo marco normativo se impulsará un avance expedito en la transición energética justa, al permitir la participación de nuevos actores, quienes se suman a la cadena de gestión activa de la demanda y en consecuencia, podrán tomar mejores decisiones en su consumo energético.

Para conocer más detalles de las medidas de acción a las que los sectores de industria, minero, generación térmica e hidrocarburos pueden acceder para lasolicitud de incentivos tributarios puede consultar la Resolución UPME 319 de 2022 disponible en www.upme.gov.co

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Growatt presenta una amplia cartera de productos en Intersolar 2024 en Múnich

La expansión de la energía solar en Alemania está avanzando inexorablemente, como lo demuestran las cifras más recientes. El objetivo de 88 GW de capacidad de energía solar establecido para 2024 ya se alcanzó a mediados de mayo, lo que subraya el continuo impulso y el creciente interés en la energía solar. Qué oportuno que Intersolar 2024 se celebre en Múnich del 19 al 21 de junio, donde Growatt se presentará como uno de los principales proveedores de soluciones energéticas descentralizadas en el stand B3.230.

Esto hace que sea aún más interesante para los visitantes nacionales e internacionales de la feria conocer la amplia cartera de productos de Growatt. Esto incluye sistemas pequeños para balcones como el microinversor NEO 800M-X y el nuevo e innovador sistema de almacenamiento para balcones NOAH 2000, así como inversores preparados para baterías para viviendas particulares. Además del inversor monofásico MIN-XH preparado para baterías, que está disponible en clases de potencia de 2,5kW a 6kW, Growatt también exhibirá los inversores trifásicos MOD 3-10KTL3-XH y MID 11-30KTL3-XH, que cubren todas las áreas relevantes para el sector residencial. También se exhibirá la nueva batería APX HV, que tiene un diseño modular y puede ampliarse en cualquier momento en incrementos de 5kWh hasta una capacidad energética máxima de 30kWh.

Growatt también presenta sus inversores híbridos WIT para el sector comercial e industrial (C&I). Hay dos series diferentes, el WIT 29.9-50K-XHU con el sistema de almacenamiento de baterías AXE 30-65H-E1 y el WIT 50-100KTL3-HU con la batería comercial APX. Estos productos pueden verse in situ y experimentarse en acción.

Por supuesto, otros productos de la extensa cartera de Growatt también estarán en exhibición en la feria, como los inversores fuera de la red SPF 6000ES Plus, los cargadores de vehículos eléctricos THOR y las estaciones de energía portátiles como el Growatt HELIOS, INFINITY o VITA. Estaremos mostrando estas y otras innovaciones en nuestro gran stand de exhibición durante Intersolar.

«Intersolar en Múnich nos brinda cada año la plataforma perfecta para mostrar nuestras últimas tecnologías y productos mientras entablamos un diálogo con instaladores, socios y personas interesadas», dijo Lisa Zhang, Vicepresidenta de Growatt. «Estamos orgullosos de ser parte de este mercado dinámico y en crecimiento y esperamos presentar nuestras soluciones que hacen una contribución importante a la transición energética».

En el stand de Growatt, los visitantes podrán ver de cerca los dispositivos en exhibición, tocarlos y discutirlos con los expertos de Growatt. Alemania ha demostrado ser líder en el campo de la energía solar y Growatt está listo para apoyar este progreso con sus soluciones energéticas innovadoras.

¡Visita a Growatt durante Intersolar en el stand B3.230!

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Insólito: como Petrobras no autorizó a Enarsa a descargar un cargamento de GNL, le cortaron el gas a más de 100 grandes industrias

Enarsa, la empresa estatal que se encarga de la importación de Gas Natural Licuado (GNL), no pudo documentar este martes la transferencia de US$ 22 millones a una cuenta en el exterior de Petrobras, por lo que la petrolera controlada por el gobierno brasileño no autorizó la descarga de un cargamento de gas comprado de urgencia por la Argentina durante el fin de semana para intentar contener la crisis de abastecimiento de energía que afecta al país desde hace varios días, según indicaron fuentes del mercado a EconoJournal. Esto agravó la situación del sistema de gas, que enfrenta desde hace días un estado crítico por las bajas temperaturas que tomaron por sorpresa al gobierno de Javier Milei. 

La situación, que prácticamente no tiene antecedentes y podría derivar en un nuevo conflicto diplomático entre el gobierno de Javier Milei y el de Lula Da Silva, puso contra las cuerdas al sistema gasífero argentino. La agudización de los problemas de suministro obligó al Enargas, el ente regulador del sector, a convocar hoy a un comité de emergencia integrado por productores, transportistas y distribuidores para cortarle el gas a las mayores 100 industrias del país, entre las que figuran petroquímicas, petroleras, cerealeras, caleras y empresas agroindustriales.

Enarsa debía girar este martes alrededor de US$ 22 millones para que un buque cargado de GNL empiece a inyectar hoy el fluido en la terminal regasificadora de Escobar. Sin embargo, por un problema derivado de la instrumentación de la carta de crédito en favor de Petrobras que había firmado Enarsa, la operación bancaria no se realizó en tiempo y forma, porque el cargamento no pudo empezar a inyectar GNL.

El corte de gas alcanza a todas las grandes industrias de la región del Gran Rosario, que cubre el sur de Santa Fe y se extiende hacia el norte de Buenos Aires, y también a las de Córdoba, que debieron frenar a cero su consumo de gas natural para intentar preservar la integridad del sistema de gasoductos, que opera al límite de su capacidad.

En otro momento, un escenario así se hubiese solucionado rápidamente mediante un llamado político a Brasilia, pero la mala o inexistente relación con Lula (Da Silva) no ayudó en lo más mínimo”, explicó un alto directivo de una petrolera que siguió esta tarde los acontecimientos desde cerca. A última hora de la tarde de hoy, la distribuidora Litoral Gas, que brinda el servicio al norte de la provincia de Buenos Aires y en el sur de Santa Fe, se vio obligada a cortarle el suministro de gas a más de 100 industrias de la región del Gran Rosario. Horas más tarde las distribuidora de Gas del Centro y Gas Cuyana tomaron la misma decisión. «La clave es poder pasar el pico de consumo residencial, que se registra entre las 21 y las 23. Si logramos llegar a la medianoche con buena presión en los gasoductos, la situación estará controlada porque mañana Enarsa va a poder empezar a inyectar gas en la terminal de Escobar«, reconoció un directivo de una distribuidora.

Hasta ayer la interrupción del servicio había afectado a industrias, comercios y estaciones de GNC que tienen contratos interrumpibles de gas (que prevén corte del suministro en caso de faltantes), pero el imprevisto que sufrió Enarsa con el cargamento de GNL obligó a cortar el gas a industrias que contrataron el servicio ‘en firme’, es decir, a empresas que pagan más caro para evitar cortes del suministro. Algunas industrias, por caso, acataron parcialmente el pedido de las distribuidoras y no interrumpieron a cero su consumo de gas.

El contexto se complicó aún más por un problema operativo que afectó a la red de TGN, una de las dos transportistas de gas del país, que por un imprevisto técnico debió paralizar dos plantas compresoras en el sistema centro-oeste de gasoductos. “La salida de funcionamiento de las plantas motivó una pérdida de linepack (presión) de 2 millones de metros cúbicos (MMm3), pero el problema principal fue el inconveniente que tuvo Enarsa para descargar el cargamento de GNL que tendría que haber inyectado unos 7 MMm3/día este martes”, agregó otra de las fuentes consultadas. TGN reestablecerá la operación de las dos plantas compresoras a las 21 de hoy, mientras que se estima que, si el BCRA autoriza el envío de fondos hacia Brasil, la terminal de Escobar podría empezar a regasificar a partir del mediodía del miércoles.

, Nicolas Gandini

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Crean período de transición para eliminar los subsidios y habilitan más subas de luz y gas

El Gobierno creó por decreto un “Período de Transición” para pasar de los subsidios generalizados hacia otro de subsidios focalizados en las tarifas de luz y gas. El proceso de seis meses, prorrogable por única vez, le da amplias facultades a la administración de Javier Milei para empezar con las subas para la clase media y los usuarios de ingresos bajos.

El cambio es para dejar atrás la segmentación en base a niveles socioeconómicos N1, N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios) que el Gobierno aplica en la actualidad. Y el objetivo, de acuerdo al decreto 465/2024 publicado en el Boletín oficial, es asegurar una implementación gradual, ordenada y previsible de precios de mercado y tarifas basadas en los costos reales de la energía.

La eliminación de la ayuda del Estado será gradual desde el 1 de junio hasta el 30 de noviembre y se podrá prorrogar por otros seis meses. Así, finalmente se pondrá en marcha la prometida Canasta Básica Energética (CBE), pero en el camino la Secretaría de Energía tendrá amplias facultades para aplicar cambios en las boletas que pagan los usuarios.

Entre ellas se destacan la posibilidad de determinar los volúmenes máximos de consumo subsidiable para todas las categorías y segmentos residenciales de electricidad y gas. Pero también considerar el criterio de consumo indispensable, la zona bioambiental y la época del año para fijar estos topes.

Asimismo, Energía podrá fijar descuentos aplicables a los usuarios de las categorías N2 y N3, y disponer que los consumos en exceso a los volúmenes máximos subsidiables sean abonados a precios mayoristas de gas natural y energía eléctrica. Además, revisará los volúmenes de consumo máximo a subsidiar y los montos o porcentajes de los descuentos sobre el componente de energía.

Además, en el decreto el Gobierno invita a todos los usuarios residenciales (hogares) a reempadronarse en el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE), que hoy tiene tres niveles de segmentación. Y paralelamente, realizará cruces de información con otras bases de datos nacionales o provinciales para actualizar el padrón de beneficiarios y minimizar errores de inclusión y exclusión.

Según se explicó en los considerandos, la “reestructuración de los regímenes de subsidios” tiene como principal objetivo trasladar a los usuarios los costos reales de la generación, producción y las importaciones de energía eléctrica y gas natural, además de promover la eficiencia energética y focalizar los recursos del Estado en la población más vulnerable.

Cabe recordar, que el Gobierno debe definir también si aplica nuevamente en junio un incremento de la luz y el gas a los hogares N1, grandes comercios e industrias que entre febrero y abril ya habían perdido los subsidios. Además, está pendiente la indexación mensual de las tarifas de distribución y transporte.

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El Gobierno actualizó el impuesto a los combustibles y las naftas vuelven a subir

El Gobierno de Javier Milei decidió elevar los impuestos al combustible líquido (ICL) y al dióxido de carbono (IDC), que se trasladará directo al precio del litro de nafta y gasoil a partir de este sábado 1° de junio, por lo que el salto del precio podría llegar hasta el 20%.

Mediante el decreto 466, publicado este martes en el Boletín Oficial que lleva las firmas de Milei, el exjefe de Gabinete, Nicolás Posse y el ministro de Economía, Luis Caputo, el Ejecutivo estableció un nuevo cronograma para subir los impuestos fijados para los combustibles virgen. De esta manera, entre el 1 y el 30 de junio se aplicarán las subas a esos tributos por el cuarto trimestre de 2023 y al primer trimestre de este año.

Cabe recordar que el 1° de junio vence la prórroga del mencionado tributo, y el Ejecutivo tenía que decidir si continuaba con el congelamiento dispuesto a fines de abril o si volvía a actualizarlo de acuerdo a la inflación. El argumento que se utilizó para postergar el incremento al ICL en mayo tenía que ver con “estimular el crecimiento garantizando un sendero fiscal sostenible”. Sin embargo, ahora la cartera a cargo de Caputo dispuso la actualización del tributo que tendrá un trasladado a la nafta y el gasoil en surtidores -de YPF, Shell, Axion y Puma Energy– con efectos en la inflación.

“Con el fin de estimular el crecimiento de la economía garantizando un sendero fiscal sostenible, resulta razonable diferir parcialmente los efectos de los incrementos que resultarían aplicables a partir del 1° de junio de 2024 para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil”, sostiene el decreto. Y se remarca que los “hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de julio de 2024, inclusive, deberá considerarse el incremento total en los montos de impuesto”.

En lo que va de 2024, los precios de las naftas y el gasoil acumulan un alza de 57% promedio. Si se confirma que las petroleras trasladas esta suba de impuestos a los precios en torno al 20%, el litro de nafta súper en la Ciudad de Buenos Aires escalará unos $178 sobre los valores vigentes. La súper rondaría los $1.048 y la premium $1.195. Para el gasoil, el ajuste sería del 11% y haría saltar el litro $121.

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Juicio por YPF: la jueza de Nueva York analiza si se embargan activos de la petrolera y del Bcra

En una nueva medida en el juicio por US$ 1.600 millones por YPF, la jueza estadounidense Loretta Preska le exigió hoy a la Argentina demostrar que la petrolera y el Estado representan los mismos intereses.

La magistrada pretende que se demuestre la figura del “alter ego” entre el Estado argentino e YPF y el Banco Central.

Mientras se cursan estos pedidos y audiencias en el tribunal del Preska, la Argentina apeló el fallo condenatorio en primera instancia y espera la decisión de fondo de la Cámara de Apelaciones. Ese nuevo fallo podría tardar al menos un año.  

Por pedido del demandante, el fondo de inversión Burford Capital, exigió pruebas al país para determinar, o no, que son lo mismo, que representan los mismos intereses y que tomaron y toman decisiones de manera alineada. 

Así lo decidió luego de una audiencia en su corte del segundo distrito de Manhattan, donde hace ocho años lleva adelante la causa que se generó luego de la expropiación de YPF en 2012.

Preska ya emitió un falló que condenó a la Argentina a pagar unos US$ 16.000 millones, del que Burford es el principal beneficiario.

En la audiencia las partes presentaron argumentos a favor y en contra de obligar al país a presentar información sobre si ciertas entidades administradas por el Estado son “alter ego” del país. En esa lista estaban YPF, Aerolíneas, BCRA, Arsat, Banco Nación y otras.

Preska dijo que la petrolera de bandera -el Estado es dueño del 51% del paquete accionario- y el Banco Central podrían encuadrarse bajo esa figura y ordenó que la Argentina presente información de los últimos 2 años para probar su relación con el Estado.

El objetivo detrás del pedido de Burford es embargar activos locales ante la idea de que el Estado no pagará la sentencia que tiene a favor.

Ahora, la jueza dejó de lado a las demás empresas y organismos, pero indagará sobre YPF y el Central. 

Y, eventualmente, podría autorizar embargos sobre los bienes de ambos: acciones en Wall Street, inversiones en el exterior, bonos y otros activos.

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El sindicato del petróleo manifestó su “profundo pesar” ante el fallecimiento de Guillermo Pereyra

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Rio Negro, Neuquén y La Pampa manifestó su “profundo pesar” al informar el fallecimiento del dirigente gremial Guillermo Pereyra tras ser internado en el sanatorio CMIC de Neuquén Capital por un ACV hemorrágico.

Como es de público conocimiento, en los últimos meses venia luchando contra una grave enfermedad. Pereyra nos deja un gran legado de lucha inquebrantable en la defensa de los trabajadores petroleros”, manifestó el sindicato del petróleo en un parte de prensa. 

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— CATHEDA INFORMES (@CATHEDAINFORMES) May 28, 2024

En esa línea, desde el gremio expresaron: “Su visión, liderazgo y compromiso serán un faro para las generaciones venideras de esta institución. Acompañamos a su familia en este momento de profundo dolor”. 

Pereyra comenzó a trabajar en la industria petrolera en los años ’70, para luego convertirse en delegado gremial del sindicato. En tanto, desde 1983 se transformó en secretario del gremio, cargo que ocupó hasta 2021.

Además, entre 1995 y 1999 fue diputado provincial y, entre 1999 y 2001, subsecretario de Trabajo de Jorge Sobisch. 

Desde 2012 y 2013 integró el directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) tras su estatización. También fue secretario adjunto de la CGT-Azopardo bajo Hugo Moyano desde 2012 a 2014.

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A los 80 años, murió el ex senador Guillermo Pereyra

El ex senador y sindicalista petrolero Guillermo Pereyra falleció hoy a los 80 años tras sufrir un accidente cerebrovascular (ACV) durante la madrugada de este martes. 

El ex dirigente había sido intervenido quirúrgicamente por distintos problemas de salud. A finales de abril, anunció su renuncia a la conducción de Ospepri, Meopp y Meopp ART Mutual.

El ex líder del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa permanecía internado en grave estado en una clínica de la provincia de Neuquén tras sufrir un ACV durante la madrugada.

Pereyra tuvo una amplia trayectoria pública como sindicalista, también incursionó en la política de la mano del Movimiento Popular Neuquino y se desempeñó como legislador nacional por la provincia del Neuquén entre 2013 y 2019.

El dirigente político y gremialista arribó a Neuquén durante la década del ’70 y comenzó a trabajar en la industria petrolera, donde se transformó en delegado gremial del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa. En tanto, desde 1983 se convirtió en secretario del gremio, cargo que ocupó hasta 2021

Además, entre 1995 y 1999 fue diputado provincial y, entre 1999 y 2001, subsecretario de Trabajo de Jorge Sobisch. Desde 2012 y 2013 integró el directorio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) tras su estatización. También fue secretario adjunto de la CGT-Azopardo bajo Hugo Moyano desde 2012 a 2014.

De perfil negociador, mantuvo buen dialogo con los gobiernos de los presidentes Carlos Menem, Fernando de la Rúa, Néstor Kirchner, Mauricio Macri y Alberto Fernández. En tanto, con la ex mandataria Cristina Fernández de Kirchner alterno buenos y malos momentos. 

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Avanzan los trabajos en la reversión del GN

La reversión del Gasoducto Norte, la obra que permite llevar el gas de Vaca Muerta al norte del país, registró un importante avance: concluyó la soldadura en línea regular de los tramos 2 y 3.

Se trata de los primeros 100 kilómetros del Gasoducto de Integración Federal -sobre un total de 122 km- que se extiende de Tío Pujio a La Carlota, en la provincia de Córdoba, vinculando los Gasoductos Centro-Oeste y Norte.

Para reducir los tiempos de ejecución de la obra, se utilizó un sistema de soldadura automática, moderna tecnología que permite no solo realizar mayor cantidad de soldaduras por día, sino que a la vez minimiza errores y da previsibilidad al ritmo de producción.

La última soldadura en la línea regular se llevó adelante el domingo 26 de mayo en el km 100 del Gasoducto Tío Pujio- La Carlota, a la altura de la localidad cordobesa de Arroyo Cabral. En total se realizaron 4.059 soldaduras en 41 días, marcando récords con hasta 151 soldaduras por día, lo que equivale a 3 km diarios de avance.

Las obras en estos tramos continúan con trabajos de cruces, empalmes, revestimiento, zanjeo, bajada y tapada, además de ensayos con ultrasonido, para luego iniciar las pruebas hidráulicas.

Además, la obra avanza con la construcción de los restantes 22 km de dicho gasoducto, 62 km de loops (ampliación) al Gasoducto Norte a la altura de Ferreyra y la Ciudad de Córdoba y el cambio de sentido de 4 plantas compresoras, con una fecha de finalización de las obras prevista para fines de agosto. Al momento se encuentran trabajando en el proyecto más de 2 mil personas en forma directa.

Cabe destacar que la Reversión del Gasoducto Norte permitirá llevar el gas de Vaca Muerta a las provincias de Córdoba, Tucumán, La Rioja, Catamarca, Santiago del Estero, Salta y Jujuy para generación de energía eléctrica, abastecimiento de hogares, industrias y el desarrollo a escala de nuevas actividades como la minería de litio, además de exportar gas a países de la región.

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Economía reempadronará a usuarios y reducirá los subsidios al consumo de gas y electricidad

El gobierno nacional activó un período de transición para cambiar el actual régimen de subsidios a las facturas por el consumo de gas y de electricidad, en base a un esquema que tiene por objetivo “pasar de un régimen de subsidios generalizado, indiscriminado, con superposiciones (por la existencia de regímenes especiales), hacia un sistema focalizado en usuarios vulnerables, y más ordenado”, puntualizó.

“En época de escasez y de ajuste de los recursos del Estado, es necesario rever y reordenar los subsidios, de manera progresiva, para contribuir al equilibrio fiscal sin descuidar la ayuda a los usuarios vulnerables”, advirtió un comunicado de la Secretaría de Energía.

A través del decreto 465/2024 (Milei-Caputo), publicado en el Boletín Oficial el martes 28/5, se establece “un período de transición de seis meses (prorrogable por otros seis) en función de la evolución de la situación económica general y la dinámica del sector energético”.

Desde Energía -en la órbita del ministerio de Economía- se puntualizó que “se hacen una serie de modificaciones del Decreto 332/2022, que estableció la segmentación según la capacidad económica de los usuarios, conocida como N1 (ingresos altos), N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios):

a) Se dejan sin efecto los límites respecto del precio mayorista en el componente de la energía, de N2 (40 %) y N3 (80 %) sobre la base del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) para trasladar, progresivamente, a los usuarios finales los precios y tarifas reales de la energía. Dichos límites del CVS impedían seguir en el sendero de corrección de precios y tarifas que impulsa este Gobierno.

b) Por ello, se faculta a la Secretaría de Energía a:

i) Establecer bonificaciones o descuentos a los usuarios N2 (ingresos bajos) y N3 (ingresos medios).

ii) Establecer nuevos topes de consumo máximos subsidiados para N2 y N3, corrigiendo así un grave defecto del régimen anterior que alentaba el consumo ilimitado. Los consumos excedentes se pagarán a precio o tarifa plena, es decir, sin subsidio”.

Energía señaló que durante dicho período de transición, “se monitoreará la evolución de todas las variables en juego, cruces de información, se impulsará el reempadronamiento y la actualización del RASE (Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos) a fin de asegurar que los usuarios estén en el segmento correspondiente según su nivel de ingresos”.

Desde el gobierno se sostiene que “el régimen de subsidios anterior, junto con la política energética de congelamiento tarifario, contribuyeron sustancialmente a la opacidad de las tarifas finales y a la confusión conceptual entre los montos efectivamente facturados a los usuarios y los subsidios”. “Eso, en contra de los intereses económicos de los propios usuarios conforme a las disposiciones del Artículo 42 de la Constitución Nacional, resultando casi imposible discernir según qué conceptos y por qué importes se abona el servicio respectivo”, se agrega.

“Recordamos a los usuarios la importancia de hacer un uso eficiente y responsable de la energía”, señala la cartera a cargo de Eduardo Rodriguez Chirillo.

Los aspectos principales del Decreto 465/24 puntualizan:

Se determina la reestructuración de los regímenes de subsidios a la energía de jurisdicción nacional, a fin de asegurar una transición gradual, ordenada y previsible hacia un esquema que permita: (i) trasladar a los usuarios los costos reales de la energía; (ii) promover la eficiencia energética; y (iii) asegurar a los usuarios residenciales vulnerables, el acceso al consumo indispensable de energía eléctrica, gas por redes y gas envasado.

Se establece un Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados (“Período de Transición”), que se extenderá desde el 1º de junio hasta el 30 de noviembre de 2024. La vigencia podrá ser prorrogada por única vez, por un plazo de SEIS (6) meses, mediante resolución fundada de la S.E. en su carácter de Autoridad de Aplicación del Decreto 332/2022.

Se dejan sin efecto los límites del impacto en factura que genere la corrección del componente Energía fijado como porcentaje del Coeficiente de Variación Salarial (CVS) del año anterior, contenidos en el Decreto 332/22.

Los criterios de inclusión en cada uno de los niveles de segmentación previstos en el mismo Decreto podrán ser revisados y modificados por la Autoridad de Aplicación. Podrá establecer criterios de exclusión a partir de indicadores de exteriorización patrimonial que indirectamente manifiesten nivel de ingresos.
La verificación de alguno de estos criterios en relación con alguno de los integrantes del grupo conviviente habilitará a la S.E. a rechazar la solicitud del beneficio o a excluir al hogar del padrón de beneficiarios.

Durante la vigencia del Período de Transición, la Autoridad de Aplicación deberá desarrollar todas las acciones necesarias para una transición gradual, ordenada y previsible hacia precios de mercado y tarifas basadas en costos económicos para el sector energético, asegurando la gradual reducción de los subsidios actualmente vigentes.

En particular, se faculta a la Secretaría de Energía para:

1) Establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para electricidad como para gas.
Para fijar los volúmenes máximos subsidiables, la Autoridad de Aplicación deberá contemplar el criterio de consumo indispensable, a cuyo efecto podrá considerar la zona bioambiental en la que se ubica el consumo y la época del año.
En una primera etapa, la Autoridad de Aplicación podrá extender a los usuarios del Nivel 2 los límites de consumo que ya rigen para los usuarios del Nivel 3 conforme a las Resoluciones 649/2022 y 686/2022, ambas de la S.E.

2) Aplicar a los usuarios de las categorías denominadas Nivel 2 y Nivel 3 del REGISTRO DE ACCESO A LOS SUBSIDIOS A LA ENERGÍA (RASE) descuentos sobre el componente Energía que se traslada a las tarifas finales correspondientes a la categoría residencial. La Autoridad de Aplicación podrá fijar el nivel de los descuentos o bonificaciones que recibirán los beneficiarios durante el Período de Transición por los volúmenes consumidos hasta el máximo definido.

3) Disponer que las cantidades consumidas en exceso a los volúmenes máximos subsidiables sean abonadas a los precios mayoristas de gas natural y energía eléctrica establecidos por la S.E. o resultantes de la interacción de los agentes del mercado, conforme a los cuadros tarifarios aprobados por las autoridades competentes en cada jurisdicción, con la posibilidad de mantener escalones graduales de bonificación para los volúmenes excedentes en el caso de los usuarios Nivel 2.

4) Revisar periódicamente los volúmenes de consumo máximo a subsidiar, así como los montos o porcentajes de los descuentos sobre el componente Energía, teniendo en cuenta la adquisición progresiva de hábitos de consumo eficiente por parte de los usuarios.

5) Modificar la denominación y/o el criterio de segmentación de las categorías de usuarios residenciales, incorporados en el RASE, incluyendo la revisión de los indicadores patrimoniales de manifestación de ingresos, así como la posibilidad de su unificación para establecer una única categoría de usuarios residenciales que requieran asistencia para acceder al consumo indispensable de energía.

6) Calibrar las diferentes variables que se requerirán para la implementación del régimen de subsidios focalizados de Canasta Básica Energética (CBE), y realizar las pruebas y verificaciones pertinentes en función de la evaluación de los resultados observados durante el Período de Transición.

7) Invitar a los usuarios residenciales a reempadronarse en el REGISTRO DE ACCESO A LOS SUBSIDIOS A LA ENERGÍA (RASE) y realizar los cruces de información con otras bases de datos nacionales o provinciales, a fin de actualizar el padrón de beneficiarios y minimizar los errores de inclusión y exclusión.

8) Determinar los mecanismos de compensación de los menores ingresos de las licenciatarias o concesionarias de servicios de distribución por aplicación de las bonificaciones establecidas durante la vigencia del Período de Transición.

La Secretaría de Energía queda facultada para dictar todos los actos que se requieran para la implementación de lo dispuesto en el decreto.

En tal sentido, podrá emitir las normas necesarias para la reestructuración del régimen de subsidios a la energía, y para definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios.

Asimismo, determinará los roles y las tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos, incluyendo al SISTEMA DE IDENTIFICACIÓN NACIONAL TRIBUTARIO Y SOCIAL (SINTyS), al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS), al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), a la ADMINISTRACIÓN NACIONAL DE LA SEGURIDAD SOCIAL (ANSES), a la ADMINISTRACIÓN FEDERAL DE INGRESOS PÚBLICOS (AFIP), y a los prestadores de los servicios públicos y otros agentes públicos o privados que administren bases de datos que pudieren ser relevantes para la implementación del régimen de beneficiarios y de los beneficios aplicables.

La secretaría de Energía establecerá los medios y procedimientos para que los usuarios interesados puedan solicitar su reempadronamiento, actualización de la información brindada, o reclamar por su condición en relación con los subsidios a la energía de una manera ágil, expedita y gratuita.

El decreto instruye a la JEFATURA DE GABINETE, a los Ministerios y Secretarías de la PRESIDENCIA DE LA NACIÓN, a la ANSES, a la AFIP, a la DIRECCIÓN NACIONAL DE MIGRACIONES y a todo otro organismo público, independientemente de la naturaleza jurídica que revista, a brindar a la Autoridad de Aplicación (S.E) la información que ésta requiera durante el Período de Transición.

Toda la información proporcionada al RASE durante el Período de Transición será integrada al SINTyS), en su carácter de coordinador de intercambio de información, dando cumplimiento a las previsiones existentes en materia de protección de datos personales y sensibles, conforme lo establece la Ley de Protección de los Datos Personales 25.326.

Durante la vigencia del Período de Transición, la Autoridad de Aplicación deberá considerar, además, la existencia de otros regímenes de beneficios y/o subsidios a la energía vigentes, a fin de recomendar o proceder a su adecuación, eliminación y/o reemplazo.

En particular, deberá proveer un mecanismo para establecer los beneficios que correspondan a las entidades de bien público, clubes de barrio y de pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de la Ley sobre Régimen Tarifario Específico para Entidades de Bien Público 27.218 y la Ley sobre Régimen de Promoción de los Clubes de Barrio y de Pueblo 27.098.

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Murió Guillermo Pereryra, el bastión del sindicato petrolero más importante del país

A los 80 años falleció Guillermo Pereyra, el dirigente gremial y referente del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

El fallecimiento fue confirmado oficialmente por el gremio petrolero luego de que Pereyra fuera internado ayer en la clínica CMIC de Neuquén capital tras sufrir un Accidente Cerebro Vascular Hemorrágico.

“Guillermo Pereyra, nos deja un gran legado de lucha inquebrantable en la defensa de los trabajadores petroleros. Su visión, liderazgo y compromiso serán un faro para las generaciones venideras de esta institución. Acompañamos a su familia en este momento de profundo dolor”, expresaron a través de un comunidado.

El gremialista luchaba contra una grave enfermedad hace varios años, motivo por el cual el 29 de abril pasado había decidido renunciar a la conducción de la mutual y a la obra social del gremio, MEOPP, Ospepri y MEOPP ART.

“La necesidad de encarar una recuperación que me permita volver a tomar funciones en la organización que conduce el compañero Marcelo Rucci me ponen en situación de dar un paso al costado y permitir que las tres entidades que dependen de nuestro sindicato puedan funcionar con normalidad”, había dicho el líder sindical durante el acto en el que oficializó su apartamiento.

Nacido en la provincia de Mendoza, Pereryra comenzó a trabajar en la industria petrolera de Neuquén a los 33 años. En 1970 se convirtió en delegado del sindicato petrolero y en 1983 pasó a conducir el gremio como secretario general, cargo que ostentó por 38 años.

Hizo carrera política bajo el Movimiento Popular Neuquino, partido por el cual fue diputado provincial entre 1995 y 1999. Luego, integró la Cámara Alta cuando en 2013 fue elegido senador y se mantuvo allí hasta finalizar su mandato en 2019. Desde su banca ocupó la presidencia de la comisión de Minería, Energía y Combustibles.

Además, integró el Directorio de YPF tras la expropiación de 2012.

Apartamiento y una nueva era

En 2021 Pereyra se apartó de la conducción del gremio para dar lugar a su sucesor, Marcelo Rucci, quien logró una victoria con el 86% de los votos. Finalizaba así una era de 38 años bajo su mandato.

Previamente en 2017, el líder petrolero había revelado que sufría de cáncer hepático, una enfermedad que no le impidió ejercer sus funciones legislativas o al frente del sindicato.

Pese a los numerosos problemas de salud que lo aquejaban, “el Caballo” -como lo apodaban- solía hacer frecuentes caminatas por las bardas de Neuquén, al mismo tiempo, ocupaba una agenda que lo mantenía frecuentemente al lado de presidentes, empresarios y poderosos gremialistas.

Pereryra plantó la bandera del sindicato en Vaca Muerta y se convirtió en referente de su proceso de desarrollo.

“Quiero agradecer el acompañamiento a cada uno de los trabajadores petroleros en estos años”, había dicho Pereyra durante su despedida. “He luchado por la dignidad de mis compañeros. No hace falta ponerme el perómetro en el pecho porque cada acción que tuve fue para defender a los trabajadores y la justicia social. Voy a morir dentro del MPN y peronista”, había dicho frente a sus seguidores en 2021.

, Laura Hevia

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Más de 1,5 Gw renovables se firmaron a través de PPA en Europa

Un informe de Pexapark, consultora suiza especializada en los contratos Power Purchase Agreement (PPA) del sector de energías renovables, precisa que durante el mes de abril se suscribieron 28 de estos contratos en Europa.

De este número, 24 son acuerdos corporativos, tres de utility scale y uno no está categorizado. Asimismo, hubo un crecimiento cuantitativo de nueve PPA renovables más que en marzo.

En cuanto a la potencia de estos convenios, el mes pasado registró 1.550 megawatts (Mw) de potencia. Esto representa un aumento de unos 797 Mw con respecto a marzo y de 587 Mw en relación con abril del año pasado.

Mercado de PPA

Un aspecto que destaca Pexapark es que el mercado de PPA parece servir casi exclusivamente a las estrategias de adquisición corporativa. En el primer tercio de 2024, los volúmenes corporativos alcanzaron los 5,2 gigawatts (Gw) a través de 111 contratos, lo que representa el 83% del volumen total y el 90% del número de acuerdos. El equivalente del año pasado fue de 4,8 Gw en 65 PPAs. Esto significa que se acumuló un 70% más de convenios que en el mismo período de 2023, que en ese momento se consideraba un récord histórico para la actividad.

Según el documento, las empresas de servicios públicos muestran una disminución en la actividad individual de compra, con aproximadamente 822 Mw en nueve acuerdos. “Los tamaños de los mismos parecen relativamente ajustados, ya que un único PPA de servicios públicos de 450 Mw en Grecia representa la gran mayoría de los volúmenes agregados. El panorama sigue una teoría de color diferente en comparación con el año pasado, cuando las empresas de servicios públicos habían hecho un regreso con un total de 1,5 Gw en 21 acuerdos”, señala.

Operaciones destacadas

La mayor parte de la ampliación de capacidad verde suscripta estuvo presente en el acuerdo entre la productora alemana Encavis y la firma química neerlandesa Lyondellbasell, por 208 Mw fotovoltaicos.

Otros convenios destacados fueron el que cerraron la organización francesa Alterric y la noruega Statkraft, por 150 Mw eólicos, y el que rubricaron la alemana Ib Vogt Gmbh y el gigante norteamericano Apple para el suministro de 134 Mw fotovoltaicos.

Impulso alemán

Alemania lideró el número de acuerdos con seis anuncios de PPA, seguida por Gran Bretaña (cuatro) y Francia (tres). En términos de capacidad, Alemania también ocupó el primer lugar, con 550 Mw, por encima de Gran Bretaña (140,8 Mw) e Irlanda (134,9 Mw).

Cabe señalar que en abril se anunciaron dos nuevos PPAs offshore en Alemania, elevando el total de lo que va de este año a 10, cada vez más cerca de los 14 totalizados en 2023.

El primer acuerdo, que se firmó entre EnBW y StahlHolding-Saar (SHS), es a 15 años e implica una participación de 50 Mw del parque eólico He Dreiht de 960 Mw en el Mar del Norte, programado para comenzar a operar a fines de 2025.

El segundo contrato, que se firmó entre la empresa de procesamiento de plásticos Ensinger y RWE, involucra unos 30 gigawatts/hora (Gwh) anuales del parque eólico Kaskasi de 342 Mw, ubicado frente a la costa de Helgoland. El PPA a 10 años seguirá un cronograma de entrega basado en el perfil de producción del complejo aerogenerador. Con la ayuda de este acuerdo, Ensinger planea cubrir casi la mitad de la demanda anual de electricidad de sus instalaciones de fabricación en Alemania con energía eólica.

, Julián García

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El sector eólico demanda mejoras para atraer inversiones

Según el Plan Nacional de Transición Energética de Argentina, elaborado en junio de 2023, el país se propone alcanzar una participación renovable del 57% en la matriz energética para el final de la década. La meta para 2050, en tanto, es elevar esta cifra a un 85 por ciento.

En diálogo con EconoJournal, el presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), Horacio Pagani, destaca la participación de la aerogeneración en este proceso de transición, con la idea de cubrir un 25% de la oferta en 2030 y un 36% en 2050.

Para cumplir esas proyecciones tendría que aumentarse la potencia instalada a unos 11.000 megawatts (Mw) en 2030. Esto es más del doble de los números actuales, que según el último informe de la International Renewable Energy Agency (IRENA) se sitúan en 3.706 Mw, aparte de los 1.900 Mw que están en construcción. Para 2050, por su parte, esta tecnología deberá aspirar a alrededor de 29.000 Mw de capacidad, ocho veces más que hoy.

A decir de Pagani, el ritmo de instalación en la Argentina podría ser mayor. “La posibilidad de crecimiento para la energía eólica está latente, pero tenemos que crear mejores condiciones para el traslado de esa energía”, advierte.

Cuellos de botella

En este sentido, el directivo identifica algunos de los principales obstáculos a los que se enfrenta el sector, los cuales generan una fuerte incertidumbre entre los inversores, haciendo especial hincapié en la saturación presente en las líneas de transmisión eléctrica. “En zonas donde tenemos un viento propicio, prácticamente no contamos con capacidad de transporte. Para tomar dimensión, en una reciente adjudicación en el Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (MATER), de los 3.700 Mw de potencia previstos sólo se otorgaron 1.300 Mw, al tiempo que la energía eólica representó cerca de 700 Mw”, señala el titular de la AAEE.

Otro aspecto que comenta Pagani es la poca claridad en el panorama regulatorio, ya que en 2025 vencerá la Ley 27.191 que brindaba estabilidad fiscal y jurídica a los proyectos. Para este punto, indica que la norma debería prorrogarse a partir de 2026.

Asimismo, expresa que hay otra barrera que casi nadie tiene en cuenta: el costo de capital. “La Argentina está pagando en 13,8% en dólares, en tanto que ese valor en Brasil -por ejemplo- es de un 4,9% y en Alemania, de un 1,3 por ciento. Si nosotros bajamos estos porcentajes, podemos hacerlo también con los precios de la energía eléctrica”, explica el ejecutivo.

Una medida que propone para apoyar las inversiones y a su vez combatir la saturación en las líneas de transmisión es fomentar el desarrollo de pequeños parques eólicos distribuidos en distintos puntos del país, de entre 10 a 12 Mw, los cuales no requieren inversión en línea. “Pero hacer estas instalaciones es más caro que llevar a cabo un complejo de 50 ó 100 Mw debido al traslado de materiales y de grúas, sin omitir la operación y mantenimiento de las instalaciones. Estas cuestiones se tendrían que ir trabajando, además, para no centralizar la generación de energía en un sólo lugar, sino distribuirla en distintas zonas del país, apoyando la creación de trabajo correspondiente”, argumenta.

Por último, Pagani hace mención al desarrollo del hidrógeno verde en la Argentina y subraya el papel preponderante que tendrá la energía eólica en el proceso de producción de este vector, con instalaciones construidas específicamente para ese trabajo. “No obstante, en aras de hacer realidad ese trabajo conjunto tenemos que empezar a desarrollar una Ley de Producción del Hidrógeno que posibilite su desarrollo a nivel nacional. Si no, los inversores no van a venir al país, al preferir apostar por otros mercados vecinos, como Chile o Brasil, donde tienen beneficios concretos”, completa.

, Julián García

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El gobierno retoma en junio la suba de impuestos a los combustibles líquidos y al CO2

El gobierno nacional decidió, a través del decreto 466/2024, un incremento a partir del 1 de junio próximo en los montos de los impuestos sobre los combustibles líquidos (ICL), y al dióxido de carbono (CO2), retomando así las actualizaciones periódicas de estos gravámenes, tras haberlas suspendido en mayo para contener la inflación.

Esta actualización impositiva incidirá de manera directa en los precios de los combustibles el mes entrante. Rige para las naftas, para el gasoil, y para otros derivados, y representa un ingreso importante para el fisco.

La decisión ocurre en momentos en los cuales se advierte una ralentización en el consumo en general, y también de combustibles.

Se trata, en parte, de ajustes impositivos que no habían sido aplicados en el último tramo del gobierno anterior. Por ello, las actualizaciones ahora dispuestas corresponden a lo no aplicado en el cuarto trimestre calendario del 2023, y también al primer trimestre calendario del 2024.

Un cuadro publicado en el Decreto 466 detalla que los montos de impuesto se incrementan en junio en: $ 10,121 el ICL sobre las naftas y $ 8,245 el ICL sobre el gasoil. Tendrán una suba diferencial de $ 4,464 el impuesto cuando se destine al consumo en el área de las provincias patagónicas, el Partido de Patagones de la Provincia de Buenos Aires, y el Departamento de Malargüe de la Provincia de Mendoza.

Asimismo, el incremento al Impuesto al Dióxido de Carbono será de $ 0,619 para las naftas y de $ 0,935 para el gasoil.

En los considerandos de la norma se describe que “conforme a lo dispuesto por el Decreto 107 de enero de 2024 se postergaron los efectos de los incrementos en los montos de estos impuestos, derivados de las actualizaciones correspondientes al primer, segundo, tercer y cuarto trimestres calendario del año 2023, para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil, conforme a un cronograma de gradualidad.

Su último tramo, referido a la actualización por cuarto trimestre del año 2023 resultaría aplicable a partir del 1° de junio de 2024, inclusive , de acuerdo con la modificación efectuada mediante el Decreto 375 de abril del 2024.

A partir de esa misma fecha también tendrían efectos los incrementos en los referidos montos originados en la actualización correspondiente al primer trimestre del año 2024.

“Con el fin de estimular el crecimiento de la economía garantizando un sendero fiscal sostenible, resulta razonable diferir parcialmente los efectos de los incrementos que resultarían aplicables a partir del 1° de junio de 2024 para la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil”, señala el decreto publicado ahora (466/2024).

Por ello, el mismo decreto establece entonces que “Para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de julio de 2024, inclusive, deberá considerarse el incremento total en los montos de impuesto”.

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Caputo posterga la aplicación de la Canasta Básica Energética, pero avanza con quita de subsidios para los hogares de clase media y baja

El gobierno sinceró este martes que no va a poder avanzar con la implementación de la Canasta Básica Energética que había prometido. Sin embargo, a partir de junio comenzará a recortarle subsidios de gas natural y electricidad a los usuarios de ingresos medios y bajos sobre el esquema de segmentación tarifaria ya vigente desde la administración anterior.

El decreto 465/2024, que lleva las firmas del presidente Javier Milei y su ministro de Economía Luis Caputo dice en el artículo 1 que se va a reestructurar el régimen de subsidios a la energía, algo que en el gobierno vienen repitiendo desde diciembre, pero en el artículo 2 establece que el período de transición hacia los “subsidios energéticos focalizados” se extenderá desde el 1 de junio hasta el 30 de noviembre, con la posibilidad de ser prorrogado luego por otros seis meses.

Esa referencia es un reconocimiento implícito del fracaso de todo lo hecho por la Secretaría de Energía durante los últimos seis meses, pues se suponía que la Canasta Básica Energética, que no es otra cosa que el sistema focalizado al que se hace referencia, iba a entrar en vigencia ahora, aunque eso no ocurrirá porque el gobierno no sabe cómo ponerla en marcha.

A Caputo se le acabo la paciencia por la falta de avances de Rodríguez Chirillo.

A mediados de febrero el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, anticipó que se pondría en marcha un “subsidio a la demanda a través de canastas básicas energéticas”, indicando que este es “un nuevo diseño que estamos haciendo, según la cantidad de integrantes que tenga el grupo conviviente y según la zona del país donde viva”. “Cuando esa canasta de los consumos indispensables represente, por ejemplo, un 10% del ingreso que tiene el grupo conviviente, entonces el Estado va a salir a cubrir el diferencial de lo que le cuesta”, aseguró.

El 29 de febrero se realizó una audiencia pública para exponer los lineamientos de la Canasta Básica Energética, aunque sin dar demasiadas precisiones. De hecho, esas precisiones todavía no existen porque el equipo de la Secretaría de Energía nunca pudo salvar las inconsistencias técnicas que surgieron cuando intentó entrecruzar los datos las distintas bases con las que cuenta el Estado. Rodríguez Chirillo quedó atrapado en esa telaraña sin poder avanzar hasta que a Caputo se le terminó la paciencia.  

¿Qué es lo que ocurrirá entonces? El punto clave del nuevo decreto es el artículo 3 que deja sin efecto el tope anual de aumento equivalente al 40% del Coeficiente de Variación Salarial del año anterior para los usuarios de ingresos bajos (Nivel 2) y de 60% para los usuarios de ingresos medios (Nivel 3). Ya sin ese límite, incluido en el decreto 332/2022 con el que el gobierno de Alberto Fernández puso en marcha el régimen de segmentación, Caputo podrá avanzar con la quita de subsidios para el 65% de la población concentrada en los niveles 2 y 3.

Lo que viene

Se espera que en está semana la Secretaría de Energía actualice el Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) para los usuarios de esos dos niveles que en la actualidad pagan la energía mayorista a valores irrisorios. El precio monómico de la electricidad se ubica actualmente en torno a los $90.000 por megawatt hora (MWh), pero los usuarios N2 pagan $2981 pesos (poco más de un 3% de ese monto) y los N3 desembolsan $3756 (solo un 4%).

Lo que evalúan dentro del gobierno no solo es elevar esos montos sino también ponerle un tope al consumo subsidiado de los usuarios de ingresos bajos (N2) y eventualmente bajar el tope de 400 kWh vigente para los usuarios de ingresos medios (N3). Por encima de ese tope, en la actualidad los N3 ya pagan la electricidad al mismo valor que los N1, que desde febrero son $44.401 por MWh.

El artículo 5 del decreto lo anticipa al facultar a la Secretaría de Energía a “establecer topes a los volúmenes de consumo subsidiados en todas las categorías y segmentos residenciales, tanto para electricidad como para gas”. Luego aclara que “para establecer los volúmenes máximos subsidiables, la Autoridad de Aplicación deberá contemplar el criterio de consumo indispensable, a cuyo efecto podrá considerar la zona bioambiental en la que se ubica el consumo y la época del año. 

Por último, señala que “en una primera etapa, la Autoridad de Aplicación podrá extender a los usuarios del Nivel 2 los límites de consumo que ya rigen para los usuarios del Nivel 3 conforme a las Resoluciones Nros. 649 del 13 de septiembre de 2022 y 686 del 5 de octubre de 2022”.

, Fernando Krakowiak

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Marcelo Asís: «Vaca Muerta tiene la ambición de triplicar la producción actual»

El gerente de Seguridad y Sustentabilidad de Shell participó del evento Energía y Minería de Ámbito Debate. El gerente de Seguridad y Sustentabilidad de Shell, Marcelo Asís, participó del tercer panel del evento Energía y Minería de Ámbito Debate, bajo la moderación del director periodístico de Ámbito, Julián Guarino. El jerarca comenzó recordando que Shell tiene 110 años en el país y que «una buena cantidad de esos años» fueron en el downstream con combustibles y lubricantes, y ahora llevan 12 años en Vaca Muerta. El yacimiento neuquino tiene la ambición de triplicar el la producción actual, según Asís. Acerca […]

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Cómo espera Neuquén que evolucionen las regalías de petróleo y gas este año

El gobierno de Rolando Figueroa proyectó una cifra durante su presentación en Houston. Hoy ese ítem representa cerca de la mitad de los recursos de la provincia. Para este 2024, las empresas operadoras de Vaca Muerta están dispuestas a invertir en conjunto más de 9000 millones de dólares. Neuquén es la principal provincia productora de hidrocarburos del país con el 56% en petróleo y 66% en gas. Con una producción en abril de más de 390.000 barriles diarios de crudo, el efecto de Vaca Muerta empieza a sentirse mes a mes en el incremento de los volúmenes exportados. En los […]

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YPF venderá filiales en Chile y Brasil

La compañía estatal busca optimizar su inversión al salir de más de 50 yacimientos que ya superaron su vida útil e impulsar proyectos de energía renovable, litio e hidrógeno verde. La estatal argentina YPF inició una carrera que espera ganar. Nuevamente busca desprenderse de su participación de 70% en la energética local Metrogas, luego de que en 2017 contratara a Citigroup para iniciar este proceso -que estaba valorado en US$ 700 millones- y que se suspendiera en 2019 «por temas políticos», según dicen analistas. Durante el IV Fórum Nacional de Energía que organizó LIDE en Buenos Aires a fines de […]

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Ante las críticas por la escasez de gas, el Gobierno Nacional autorizó una obra pública crucial

Luego de la escasez de gas y la urgente necesidad de combustible, el gobierno nacional autorizó una obra pública parcialmente dañada. El Gobierno Nacional se mostró sorprendido por el frío otoñal, lo que resultó en un desabastecimiento de gas. En represalia, se optó por importar combustible y, a partir de entonces, también reaccionó a tareas de infraestructura planeadas para asegurar el abastecimiento, ya que él había paralizado. El Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) autorizó a Energía Argentina SA (ENARSA) este lunes y avanzar con una secuencia de trabajos fundamentales para la infraestructura energética mediante la Resolución 233/24. Se trata […]

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Álvarez: “Tenemos que aprovechar la energía que tiene la provincia en beneficio de los santacruceños»

Así lo manifestó el ministro de Energía y minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, este lunes en una entrevista radial con LU14 Radio Provincia acerca de las actividades y proyectos actuales que lleva adelante el sector. Asimismo, se habló sobre el desarrollo de Palermo Aike, la reciente retirada de YPF y las consecuencias que esta trae consigo para la producción hidrocarburífera provincial. Al respecto, el funcionario provincial comenzó diciendo que “estamos llevando un arduo trabajo articulado con el Ministerio de la Producción, Comercio e Industria, pero históricamente ha sido el sector agropecuario; pesquero; turístico, energético con 80 años de historia […]

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«Hay que usar los ductos bolivianos para monetizar gas asociado de Vaca Muerta»

Álvaro Ríos Roca, consultor de Gas Energy Latin America, este año Argentina puede estar en condiciones de enviar su gas a Brasil a través de Bolivia. La reversión del Gasoducto Norte y la creciente producción del gas no convencional en la cuenca neuquina genera escenarios de abastecimiento energético para el cono sur latinoamericano. Álvaro Ríos Roca, exministro de Hidrocarburos de Bolivia y socio director de Gas Energy Latinoamérica, aseguró que la posibilidad de que Argentina envíe gas a Brasil utilizando ductos bolivianos «ha cobrado relevancia en el contexto actual». Ríos Roca destacó la lógica y la viabilidad económica de utilizar […]

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Estadística minera neuquina: Creció la producción, el valor y el empleo

Impulsado por la alta demanda de recursos mineros por parte de la actividad hidrocarburífera, la actividad minera neuquina experimentó en 2023 un incremento del 12,7%. Esto permitió duplicar el valor de producción totalizando 18.635 millones de pesos. La dirección provincial de Minería – dependiente de la subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos-, dio a conocer los últimos datos del sector que revelan un crecimiento notable de la actividad: La producción de minerales experimentó durante 2023 un aumento significativo del 12,7% en comparación con el año anterior, alcanzando un total de 4.522.930 toneladas. Este aumento condujo a la provincia a duplicar […]

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Los residuos de Vaca Muerta aumentaron 35,2% en un año: cómo se tratan

Datos oficiales indican que los desperdicios asociados a la perforación y el fracking se incrementan al ritmo de la creciente actividad en la formación. Las opciones que se manejan y la novedosa propuesta de una subsidiaria de YPF. La actividad petrolera en Vaca Muerta llevó a Neuquén a alcanzar en abril un récord histórico de producción de crudo por segundo mes consecutivo. Ese constante crecimiento en la actividad, tiene una contracara: la generación de residuos asociados a la perforación y al fracking. Por eso, desde la provincia y entre las operadoras se implementan y evalúan novedosas opciones para tratarlos. En […]

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Pluspetrol se suma al programa de becas con un importante aporte

El gobernador Rolando Figueroa y el gerente general de la operadora en Argentina, Adrián Vila, firmaron el acuerdo que contempla un aporte de 500 mil dólares. El gobernador Rolando Figueroa y el gerente general de Pluspetrol en Argentina, Adrián Vila, firmaron esta mañana el convenio por el cual la operadora adhiere con un aporte económico de 500 mil dólares al Plan Provincial Redistribuir Oportunidades-Programa de becas Gregorio Álvarez. Figueroa destacó la colaboración de la empresa Pluspetrol y remarcó la importancia de trabajar juntos en áreas como el cuidado del ambiente, la sustentabilidad social y la rentabilidad económica. Aseguró que esos […]

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Para continuar investigando el potencial petrolero de la Amazonía, PCR sumó dos bloques

La empresa informó que firmó los contratos de exploración para los bloques Saywa y VHR Este, ubicados en la región amazónica de Ecuador. En Ecuador, la compañía petrolera Comodoro Rivadavia (PCR) se avanza en explorar la ventana petrolera de la Amazonía. La empresa notificó a la Comisión Nacional del Valor (CNV) que había firmado dos contratos de exploración y/o explotación de hidrocarburos en los bloques 93-Saywa y 97-VHR Este. El Ministerio de Energía y Minas ha analizado las áreas, que se encuentran en la provincia de Sucumbíos en la región Amazónica de Ecuador, durante la XIII Ronda de Licitación de […]

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Arabia saudita pondrá a la venta acciones de Aramco

Arabia Saudita planea una venta multimillonaria de acciones de Aramco prevista para junio. Estiman que la oferta podría recaudar unos 10.000 millones de dólares. Los preparativos están en curso y los detalles aún podrían cambiar. Las acciones cotizarán en Riad y será una oferta totalmente comercializada en lugar de una venta acelerada durante unos días.
La oferta pública inicial de la petrolera, que tuvo lugar a finales de 2019, se convirtió en la mayor del mundo al generar 25.600 millones de dólares con la venta del 1,5% en la compañía estatal saudí
El gobierno saudita sigue siendo el principal accionista de Aramco, con una participación del 90%, y depende en gran medida de sus pagos.
Aramco espera pagar 31 mil millones de dólares en dividendos, comunicó la compañía a principios de este mes, a pesar de informar ganancias más bajas para el primer trimestre en medio de precios más bajos del petróleo y volúmenes vendidos.
Desde su oferta pública inicial en 2019, la mayor salida a bolsa del mundo, las acciones de Aramco han subido desde un precio de salida a bolsa de 32 riyales hasta un máximo de 38,64 riyales hace un año. Sus acciones cerraron a 29,95 riyales el jueves.

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Stakeholders anticipan tres puntos que deberá priorizar el nuevo gobierno en México

Continúan las repercusiones tras la primera edición de Future Energy Summit (FES) en el mercado mexicano, el evento del que participaron stakeholders del sector energético comprometidos con la transición energética en México.

EDF México, BID Energy, Tuto Power y Suministradora Fénix participaron del panel de debate denominado “Visión de líderes sobre el futuro energético de México”, de la que trascendieron importantes declaraciones sobre las señales que esperan de los candidatos a la presidencia de México y las medidas que se deberán tomar para garantizar la sostenibilidad del sector eléctrico.

“Lo primero que hay que hacer es tener reglas claras”, señaló Gerardo Pérez, CEO de EDF Renewables Mexico.

“Las autoridades, sean quienes sean, del color que vengan, que se pongan a trabajar en reglas claras, que tengamos certeza jurídica, que es uno de los aspectos más graves de lo que ha pasado en los últimos cinco años en nuestro sector”, consideró el referente de EDF en México.

Esta empresa que ha estado desarrollando y operando proyectos de energía limpia en todo el país desde el año 2000, cuenta con más de 1 GW de capacidad eólica y solar fotovoltaica greenfield puesta en servicio, a lo que esperan sumarse nuevas tecnologías como solar flotante y geotermia.

“Hoy hay muchísimos proyectos detenidos por esa falta de certeza jurídica”, añadió Gerardo Pérez, quien además se desempeña como presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE).

A aquello, adhirió Andrea Lozano Bravo, directora general de BID Energy, empresa experta en suministro de energía eléctrica en el mercado mexicano quien observó la necesidad de destrabar no solo proyectos de generación sino también de distribución y transmisión para atender a los usuarios actuales y a la demanda creciente:

“Hay nuevos proyectos latentes y nos toca, como parte de participantes del mercado, incentivar y trabajar de manera colaborativa con el gobierno para lograr esto”, observó.

Como la como presidenta de la Asociación de Suministradores Calificados, Andrea Lozano Bravo, indicó que desde el gremio están manteniendo un vínculo con diferentes entidades como la CRE, CENACE, SENER, etcétera, para lograr una apertura a la mejora continua en términos regulatorios, en términos operativos buscando principalmente la transparencia del mercado y una mayor liquidez del mercado eléctrico.

“La transparencia de información nos permitirá a todos los participantes del mercado tomar medidas para poder mitigar riesgos y buscar un mercado muchísimo más eficiente en donde sobre todo el usuario final tenga el conocimiento claro”, sostuvo.

Y agregó: “el incentivar a que exista mayor infraestructura claramente ya vamos tarde pero por supuesto que esté la apertura al diálogo entre gobierno e iniciativa privada es de vital importancia”.

Juan Ramón, director Adjunto de Suministradora Fénix, coincidió con sus colegas panelistas en la necesidad de redes, subrayando que es una planificación que deberá liderar el gobierno y el sector privado colaborar y sumando al debate la necesidad de estar atentos a garantizar un suministro eléctrico renovable para el usuario final.

“Los que estamos en la iniciativa privada, los que estamos en el suministro calificado, lo que necesitamos es que haya claridad en la parte de generación; cómo asegurarnos de que los proyectos que económicamente tienen sentido se desarrollen, haya más energía y la podamos hacer llegar al usuario final, que el usuario final está deseando que llegue y muy muy importante necesita que llegue energía renovable y limpia. No es un tema ni siquiera de cambio climático, son empresas que tienen que venderle a clientes finales, a veces fuera de México, que le exigen que su suministro y sus procesos estén descarbonizados”.

De allí que desde Suministradora Fénix además de proyectos hidroeléctricos y térmicos propios, buscan ampliar su cartera de proyectos con tecnología solar y sumar otros tantos renovables de terceros para nuevos clientes que vienen a México y buscan energía limpia y competitiva.

En línea con ello, Dario Leoz, director general de Tuto Power, reconoció que para atender la llegada de nuevas industrias que busquen relocalizarse en México motivadas por la ola de nearshoring también será preciso reforzar la infraestructura.

“A todos nosotros con el tema del nearshoring nos están diciendo que una de las soluciones es el autoabasto aislado. Pero no es una solución si no tiene ese refuerzo en la transmisión y en la distribución, porque qué hacemos con un autoabasto aislado para atender un parque industrial, si no podemos conectar cargas por separado con ese mismo autoabasto aislado. Da la sensación de que ese es el plan que vamos a traer; con lo cual, el nearshoring sin agua, sin transmisión, sin infraestructura no va a ser una oportunidad lograble sinceramente”.

Desde Tuto Power acumulan 574 MW (1,995 GWh) en cinco estados de la República, destacándose el complejo fotovoltaico Puerto Libertad de 404 MWp (317,5 MW nominales) en Sonora, y según anticipó Dario Leoz, buscarían duplicar estas cifras a partir del próximo año.

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YPF Luz: “Tenemos en cartera varios proyectos de interconexión y de renovables para poder cubrir la demanda minera”

SAN JUAN (enviada especial)-. YPF Luz, la compañía de generación eléctrica de la petrolera controlada por el Estado, ya cuenta con 10 años en el mercado. En la actualidad, posee 3,2 gigavatios de capacidad instalada. De ese total el 80% corresponde a generación térmica y 20% a renovable. Se trata de la firma dentro de YPF enfocada en impulsar la transición energética. Este año la compañía participó de la Expo San Juan Minera que tuvo lugar la semana pasada en esa provincia.  

EconoJournal dialogó durante el encuentro con Mariano Bottega, jefe de Desarrollo de Proyectos en YPF Luz; y Mariana Iribarne, gerenta de Relaciones Institucionales; quienes detallaron cuál será el rol de la empresa en el camino hacia la transición, que lugar podría ocupar a fin de solucionar la saturación que presenta el sistema de transporte y qué sinergias se podrían lograr en conjunto con la industria minera.

Bottega planteó que “hoy el tema principal para toda la industria minera está en descarbonizar. Nosotros somos un partner muy importante porque tenemos tanto el expertise de lo que es generación en energía, tanto renovable como térmica de alta eficiencia, y también tenemos expertise en proyectos de infraestructura de transporte, que es fundamental para poder acercar los puntos de donde está la demanda minera al sistema interconectado”.

En esa misma línea, el ejecutivo adelantó: “Nosotros estamos trabajando fuertemente con nuestros clientes mineros para solucionar esta disyuntiva que tienen entre generación in situ versus interconectarse al sistema. La saturación del sistema de transporte tiene solución técnica. La infraestructura de transmisión se quedó atrás. Nosotros tenemos la espalda económica, financiera y técnica suficiente para darle cauce a esos proyectos de infraestructura que van a ser clave para acercar la demanda minera con la generación”.

Infraestructura de transporte

Bottega consideró que la generación in situ siempre es posible. No obstante, advirtió que no resulta tan eficiente desde el punto de vista técnico-económico como una vinculación al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y abastecer la demanda de los proyectos mineros con iniciativas renovables ubicadas a lo largo de distintos puntos del país. En ese sentido, aseguró que desde YPF Luz se encuentran trabajando sobre ese objetivo. “Tenemos en cartera varios proyectos de interconexión y de renovables asociados a poder cubrir la demanda minera. Tenemos proyectos en San Juan, en nodos estratégicos de la red del SADI”, precisó.

Por su parte, Iribarne destacó el potencial del sector y afirmó que “se viene una minería sustentable en donde se van a producir minerales que son clave para la transición como el cobre y el litio. Tenemos puesto el foco en eso y en generación eficiente con gas, como combustible de transición. Esto es sumamente importante para YPF. Es impulsar la evolución de la energía. Hay oportunidades importantes en la minería”.

Regulación

Tras ser consultados sobre cómo impulsar el crecimiento del sector, Bottega opinó que el esfuerzo tiene que ser coordinado. “No se pueden dar alimentaciones o esfuerzos puntuales por proyecto. Todo esto se tiene que dar de manera conjunta y que las iniciativas sean realizadas por quienes tengan la capacidad económica y financiera de generar la inercia que requieren los proyectos”.

Respecto a la regulación, sostuvo que “hoy en día la regulación no está tan aggiornada a poder facilitar proyectos de este tipo, como son los mineros, los eléctricos y de generación, y todo lo que conllevan. Hay que buscarle la vuelta. Desde ese lado creemos que por ahí los gobiernos pueden hacer un poco más de esfuerzo y acompañar”.

Por su parte, la gerenta de Relaciones Institucionales aseveró que “muchas empresas mineras han dicho que están esperando a ver qué pasa con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El presidente de YPF también habló de la necesidad de que esté el RIGI para poder viabilizar un proyecto como el de GNL. Tener un horizonte de estabilidad es bueno. Toda la industria está atenta a este cambio de regulación porque probablemente favorezca a que muchos proyectos se materialicen”.

Licencia social

En cuanto a la licencia social, Iribarne afirmó: “Estamos para acompañar el proceso que está haciendo la minería que está poniendo foco en la licencia social y en la huella ambiental. Se está prestando atención a eso. Se mide, se ve cuál es el verdadero impacto. Para las comunidades locales es muy importante saber esto y también cuáles van a ser los beneficios económicos de esa actividad que se va a instalar”.  

El hecho de que esa actividad se haga con energía renovable y deje infraestructura de conexión eléctrica para una región es sumamente importante. Ese es el acompañamiento que hacemos nosotros. Para este tipo de proyectos, la generación renovable y el dejar tendidos de líneas de transmisión son cosas que mejoran la factibilidad de los proyectos”, finalizó la ejecutiva. 

, Loana Tejero

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BP y EPG Resources negocian desarrollar un yacimiento de gas en Trinidad y Tobago

La petrolera BP y el productor estadounidense de esquisto EOG Resources negocian desarrollar conjuntamente un campo de gas natural frente a la costa de Trinidad y Tobago, según consignó Reuters.
El campo contiene poco menos de 1 billón de pies cúbicos (tcf) de gas natural, pero eventualmente será vinculado nuevamente a otro descubrimiento de BP, acercando el área a desarrollar a 1,5 tcf de gas, dijeron a Reuters dos personas con conocimiento del proyecto.
Se espera que el primer gas llegue a finales de 2026 y está previsto que alimente el proyecto emblemático de gas natural licuado (GNL) de Trinidad, Atlantic LNG, en el que BP y Shell tienen cada uno una participación accionaria del 45%.
Trinidad y Tobago es el mayor exportador de gas superenfriado de América Latina y el segundo mayor exportador mundial de metanol y amoníaco.
La producción de Atlantic LNG representa una gran parte de la cartera total de GNL de BP, pero sus operaciones se han visto obstaculizadas por la disminución de la producción de gas natural en campos antiguos.
BP está trabajando con EOG para avanzar en las aprobaciones regulatorias y alcanzar acuerdos comerciales, dijo la compañía sobre la empresa conjunta Coconut.

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JA Solar gana mercado en la región con los módulos n-type como bandera

JA Solar, empresa líder de la industria fotovoltaica, continúa entre los primeros fabricantes a nivel mundial. Con una trayectoria caracterizada por la calidad de sus productos desde el 2007 cubre 165 países y regiones con tecnología de primera.

“Somos clasificados como triple AAA y eso le da tranquilidad a los inversionistas para la financiación”, aseguró María Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar.

Más de 201 GW de envíos acumulados y el 14% del market share global, de acuerdo con datos de S&P Global al 2023, son una muestra del alcance de este fabricante.

En la actualidad su estrategia involucra ir migrando su proceso y capacidad de producción de tecnología p-type a n-type para dar respuesta a la demanda creciente en los distintos segmentos del mercado.

“En toda nuestra capacidad, que son alrededor de 90 GW, el 20% solamente se hace en tipo-p y el 80% de nuestra producción está yendo al tipo-n”, precisó la portavoz de JA Solar.

Durante su participación en el megaevento de Future Energy Summit (FES) en el Caribe, explicó: “Tenemos módulos tanto para generación distribuida que son módulos muy específicos que los epesistas piden y también los módulos para todo lo que son proyectos de utility scale”.

En Colombia, JA Solar suple a un gran volumen de proyectos a gran escala, siendo clave ser los principales proveedores de módulos para Celsia.

“En Colombia ya tenemos 700 MW construidos en proyectos de utility scale y en los próximos años esperamos crecer más”, aseguró María Urrea, Head of Sales Colombia, Central America & The Caribbean de JA Solar.

En República Dominicana, donde fue llevado a cabo el evento de FES, la empresa tiene varios ejemplos de éxito en proyectos emblemáticos de utility scale como el parque solar Calabaza y también en generación distribuida, con una gran participación de mercado en este segmento.

“Como JA Solar en la isla más o menos tenemos el 30% por el Market share en todo lo que se ha puesto en generación distribuida, que son alrededor de 300 MW”, subrayó María Urrea.

En Guatemala, una de las plazas estratégicas en Centroamérica, también han participado de un proyecto de valor como lo es Orus; en el cual, la empresa la dueña del proyecto tiene un laboratorio técnico en el que ponen a prueba la performance de los módulos arrojando desde hace más de cinco años unas métricas a favor de la calidad de los módulos JA Solar.

Para conocer el abanico de productos y soluciones que ofrece JA Solar puede consultarse su web oficial. Entre su oferta, se incluyen módulos con potencias que van desde los 440 W hasta los 635 W, destacándose en la actualidad los DeepBlue 4.0 Pro.

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DIPREM destacó un ritmo «prometedor» en el desarrollo de la mano de obra del sector renovable en México

DIPREM, empresa que presta servicios de personal técnico especializado para diferentes fases de proyectos renovables, dijo presente en el mega evento Future Energy Summit México que reunió a más de 400 referentes de la industria de las renovables de la región. 

Paola Forero, gerenta comercial México de DIPREM, destacó la importancia de contar con personal capacitado en las distintas fases de los proyectos y el potencial del país en la materia. 

“La tendencia es que hay muchos proyectos en fases de permisos de construcción. Esos proyectos tienden a tercerizar algunos de sus servicios técnicos especializados, donde se ha dejado en manos de otros todas las fases de ingeniería, construcción y puesta en marcha de los proyectos”, sostuvo. 

“Y el panorama hacia mano de obra en México es prometedor. Hay talento por los proyectos ya operativos, en desarrollo y construcción y los 300 parques que pueden estar esperando permisos”, agregó durante el panel de debate denominado “Renovables y grandes consumidores de energía: Aliados de largo plazo” 

Cabe recordar que DIPREM es una solución de talento humano con presencia en ocho países y llegan a proveer toda la dirección de obra hasta profesionales en seguridad, medio ambiente o especialistas en turbinas, por ejemplo. 

Dentro de la región, la compañía con más de 20 años de experiencia en el mercado laboral exporta mucho talento capacitado hacia República Dominicana, Puerto Rico y en México con personal proveniente de todo el mundo. 

“Uno de los dolores más grandes de los clientes es la atracción y retención del talento técnico especializado. Y desde DIPREM buscamos solucionarlo a través de servicios integrales especializados donde apoyamos desde la dirección de obra hasta otros muchos problemas que ayudan a las empresas poder concentrarse en su core business”, aclaró Forero. 

Por otro lado, la gerenta comercial México de la compañía no fue ajena al cambio de administración que se avecina en el país, considerando que las elecciones que se llevarán adelante el 2 de junio del 2024 y que los candidatos de “Movimiento Ciudadano” (Jorge Álvarez Máynez), “Fuerza y Corazón por México” (Xóchitl Gálvez) y “Coalición Morena, Partido del Trabajo y Partido Verde Ecologista de México” (Claudia Sheinbaum) ya dejaron señales para el sector energético durante el debate presidencial

“Si el nuevo gobierno incentiva y apoya a la industria con nuevas iniciativas renovables, habrá más propuestas por parte de los empresarios de proyectos para sostenibilidad. (…) Sumado a que se observa la necesidad de incentivar el cuidado del medio ambiente a través de la reducción de la huella de carbono”, subrayó Forero. 

“Se debe seguir creyendo en la industria. Esperamos que las regulaciones cambien para bien, para que los proyectos que están en espera de poder empezar construcción puedan hacerlo; y mientras tanto todos los actores se preparan de la mejor manera con el talento, equipo, recursos y tecnología”, concluyó. 

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ANEEL de Brasil impedirá que las distribuidoras cancelen proyectos renovables aprobados

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil rechazó una apelación de la Asociación Brasileña de Distribuidoras de Electricidad (ABRADE) e impedirá que las distribuidoras de energía cancelen proyectos ya aprobados para propia generación renovable. 

Además, el organismo de régimen especial vinculado al Ministerio de Minas y Energía nacional también determinó que las distribuidoras puedan cambiar un presupuesto de conexión vigente de generación distribuida sin el consentimiento de los consumidores afectados. 

La decisión llegó después de nueve meses desde el recurso impuesto por ABRADE contra la Orden 3438/2023, de la Superintendencia de Regulación de los Servicios de Transmisión y Distribución de Electricidad (STD). Hecho que representó más de R$ 6000 millones en presupuestos cancelados. 

“Es una victoria importante para el sector, porque desde hace nueve meses los distribuidores del grupo Energisa incumplen la determinación de ANEEL y determinaciones judiciales sobre ese tema”, señaló Bárbara Rubim, vicepresidenta de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR)

“Con esto se garantizará el derecho de cada consumidor de generar su propia energía y que ello sea respetado por las distribuidoras. Esto refuerza la seguridad jurídica y regulatoria para los brasileños que decidieron generar su propia energía renovable y para las empresas que actúan en el sector”, agregó. 

Además, desde ABSOLAR seguirán de cerca todos los procesos vinculados a la Orden N°3438/23 de la STD y buscarán asegurar que, dentro de las áreas de fiscalización de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica, se castigue de una forma ejemplar a las distribuidoras que incumplan “tan descaradamente” las normas y estándares en la materia. 

Cabe recordar que la generación distribuida (GD) tiene una vasta importancia en la matriz renovable de Brasil, a tal punto que suma 28990 MW de capacidad instalada versus los 12848 MW fotovoltaicos operativos de generación centralizada (GC). 

Esto quiere decir que representa representa más del 69% de la capacidad solar instalada dentro de la segunda fuente renovable con mayor participación en la matriz eléctrica del país (18,2% gracia a 41837 MW entre GD y GC), sólo por detrás de las centrales hidroeléctricas, que suman 109950 MW (47,8%). 

Incluso, la generación distribuida en Brasil abarca más de 2.600.000 sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica entre sistemas de microgeneración (hasta 75 kW) y minigeneración (75 kW hasta 5 MW por proyecto) en residencias, comercios, industrias, propiedades rurales y predios públicos. 

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El BID brinda recomendaciones para promover el reciclaje de baterías de litio en Latam 

En el marco de la creciente demanda energética, crece el interés de países latinoamericanos por incorporar energías renovables a su matriz energética en pos de contribuir a disminuir el impacto del cambio climático.

Teniendo en cuenta las intermitencias de estas tecnologías, los sistemas de almacenamiento actúan como grandes aliados para otorgar estabilidad a la red y garantizar el servicio de manera confiable.

No obstante, una vez finalizada la vida útil de estas soluciones, son consideradas desechos peligrosos debido a su alta densidad energética y contenido de sustancias peligrosas, así como de electrolitos inflamables.

A pesar de que se conocen estos riesgos, solo la mitad de las LIB que llegan al final de su vida útil en todo el mundo llegan a empresas de reciclaje. 

Bajo esta premisa, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) elaboró un informe en el cual evalúa las prácticas globales y regionales para el reúso y el reciclaje de baterías de iones de litio usadas (ULIB) en América Latina y el Caribe (ALC), e identifica oportunidades de crecimiento y estrategias para la adopción de buenas prácticas en la materia.

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“La región carece de un marco regulatorio sólido para el manejo de baterías de iones de litio usadas y al final de su vida útil, lo que crea retos para el desarrollo de soluciones para el manejo adecuado del fin de la vida de las baterías”, señala. 

Y agrega: “Mientras que estos vacíos en la regulación deben resolverse en el futuro cercano, también existe la necesidad de desarrollar un enfoque regional para mejorar las capacidades locales, facilitar el movimiento transfronterizo de las baterías y promover inversiones para una recolección, reúso y reciclaje de ULIB más eficiente”. 

De acuerdo al reporte, este tipo de enfoques regionales son particularmente importantes en el caso de países con un tamaño limitado como los del Caribe, cuyos volúmenes de baterías al final de su vida serán insuficientes para justificar inversiones en sus propias capacidades de gestión de baterías. 

Por ello, el BID formula recomendaciones clave para la promoción del reciclaje y el reúso de ULIB de manera segura y respetuosa con el medio ambiente. 

Estas dan prioridad a extender la vida útil de las LIB, prevenir prácticas de gestión de EoL deficientes en la región, promover la incorporación de las baterías de iones de litio a los marcos regulatorios existentes e incentivar sistemas de Responsabilidad Extendida del Productor (REP). 

Recomendaciones, según BID

Apoyar a los actores del sector público en la integración de los requisitos de las baterías de litio en las normas nacionales de gestión de residuos, el establecimiento sistemas obligatorios de responsabilidad extendida del productor (REP) y la implementación de los marcos regulatorios nacionales específicos para baterías.

Promover la gestión segura y ambientalmente responsable de las baterías de litio a través de regulaciones que incentiven el reúso/reutilización de baterías, tasas de recuperación obligatorias y el uso de materiales reciclados en baterías nuevas.
Realizar conferencias y talleres regionales enfocados en la gestión del final de la vida, facilitando el intercambio de buenas prácticas, particularmente en relación a sistemas de recolección efectivos y aplicables, junto con plataformas colaborativas. 
Fomentar la creación de grupos nacionales para soluciones de economía circular y grupos de trabajo sobre regulación para fomentar el intercambio de conocimientos, la cooperación entre actores y el desarrollo de regulaciones específicas para la gestión de baterías de litio en países con un creciente número de baterías usadas. 
Apoyar la movilización de inversiones y fondos hacia instalaciones de reúso y reciclaje de pequeña y mediana escala. 
Brindar capacitación específica a los actores involucrados en la recolección y el transporte de baterías de litio para garantizar la implementación de buenas prácticas. 
Capacitar a las autoridades nacionales, las agencias ambientales, los recolectores y los transportadores en las áreas de buenas prácticas y el cumplimiento de las reglamentaciones pertinentes, como el Convenio de Basilea, para facilitar el movimiento de baterías usadas dentro de la región.

A modo de conclusión, el banco alerta que la necesidad de fomentar las prácticas de reúso y reciclaje de las baterías de iones de litio (LIB) es cada vez más importante a medida que aumenta la demanda de vehículos eléctricos (EV), productos electrónicos y fuentes de energía renovables (RE) (entre otros sectores).

Según sus estimaciones, la cantidad de material de baterías que estaría disponible para someterse a un proceso de reciclaje en el año 2050 oscila entre 65.000 y 74.600 toneladas.

Por ello, el BID invita a los hacedores de políticas y participantes activos en los mercados energéticos, incluidos los consumidores, las empresas de servicios públicos y los reguladores a tomar en consideración estas recomendaciones y aportar “su granito de arena” para poder detonar la actividad.

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Andes Solar y Asociación de Industriales de Iquique firman convenio para impulsar energías renovables en Tarapacá

Con el objetivo de promover el uso de energías renovables y la eficiencia energética en la región de Tarapacá, la Asociación de Industriales de Iquique (AII) y la empresa desarrolladora de proyectos renovables, Andes Solar, firmaron un convenio de colaboración el cual formaliza el vínculo de la empresa con una región con la cual ha estado relacionada hace años. Este acuerdo representa un paso significativo para ambas organizaciones en su compromiso con el desarrollo sostenible y la innovación en el sector industrial de Tarapacá.

Ambas partes, representadas por Marcos Gómez Barrera, Gerente General AII, y su par en Andes Solar, Roberto Muñoz, se han comprometido a trabajar juntos en diversas iniciativas que beneficiarán tanto a sus miembros como a la comunidad en general. Este convenio busca establecer un marco de cooperación que permita desarrollar proyectos de energía solar y eólica, promover medidas de eficiencia energética en procesos industriales, fomentar la electrificación de procesos térmicos y promover el uso de vehículos eléctricos entre los asociados.

Roberto Muñoz, señaló que esta colaboración trae consigo muchas oportunidades desafiantes para Andes Solar. “Estamos muy entusiasmados con la firma de este acuerdo, creemos que podemos ser un partner estratégico muy importante para la Asociación de Industriales de Iquique. Esperamos crear muchas oportunidades para apoyar a los industriales a través del uso de tecnologías innovadoras que se pueden implementar para aprovechar el gran recurso solar de la región”.

Por su parte, Marcos Gómez Barrera, destacó la relevancia del convenio para el sector. «Los temas de generación y eficiencia energética en la región de Tarapacá son importantísimos. El generar este tipo de vínculo nos permite entregar información fundamental a nuestros asociados en la toma de decisiones en estos aspectos. Así que esperemos que esta vinculación con la empresa nos dé las herramientas necesarias para mejorar los aspectos de generación y de eficiencia energética».

Para alcanzar estos objetivos comunes, ambas organizaciones llevarán a cabo actividades como charlas y capacitaciones sobre energías renovables y eficiencia energética, asesorías personalizadas para empresas socias en sus proyectos de descarbonización, y la promoción del uso de tecnologías sostenibles en los procesos industriales.

Con respecto a las tareas comprometidas en el acuerdo, AII será el encargado de organizar programas y actividades de interés común, difundir las iniciativas conjuntas a través de sus canales de comunicación, e incluir a Andes Solar en sus eventos y proyectos de desarrollo regional.

Por su parte, Andes Solar aportará con apoyo técnico en los procesos de descarbonización, charlas y asesorías sobre energías renovables y eficiencia energética, y la promoción de los beneficios de las energías limpias y la electromovilidad.

Este convenio consolida el vínculo que Andes Solar ha tenido con la región desde el año 2014, tras el desarrollo del primer proyecto de autoconsumo en un mall en el país y la región, que se materializó con la instalación de paneles solares fotovoltaicos para el estacionamiento del Mall ZOFRI, aprovechando el gran recurso solar del territorio. Se trata de una planta, con una potencia nominal de 210 kW, que cubre alrededor del 25% del consumo total de electricidad de las áreas comunes del establecimiento. Éste fue el primer caso en el país en lo que respecta a centros comerciales y tiene por propósito fomentar el uso de energías renovables para contribuir a la protección del medio ambiente.

10 años después, esta alianza de colaboración marca un paso importante para fortalecer la colaboración entre el sector industrial y privado en Tarapacá. Se espera que las iniciativas desarrolladas no sólo beneficien a las empresas asociadas, sino que también contribuyan al desarrollo sostenible de la región, mejorando la competitividad y fomentando el uso responsable de los recursos energéticos.

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Vecinos participan en la primera cuenta pública de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña de ENGIE Chile

Es la central hidroeléctrica ubicada más al norte de Chile, a 120 kilómetros al oriente de Arica y sobre los 3300 metros sobre el nivel del mar, y lleva más de cinco décadas aportando energía renovable al Sistema Eléctrico nacional, se trata de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña de ENGIE Chile que el sábado recién pasado abrió sus puertas para realizar su primera cuenta pública participativa.

Pero, ¿en qué consiste esta instancia? Es un proceso voluntario de diálogo que decidió realizar la compañía para poder presentar sobre su gestión en términos operacionales, social y ambiental.

En su primera versión, asistieron vecinos de las comunidades de Belén y Chapiquiña, Carabineros de la zona, miembros de CONAF y del Cuerpo de Bomberos de Arica; quienes además de resolver sus dudas, pudieron recorrer las instalaciones de la Central Hidroeléctrica que tiene una capacidad instalada de 10,2 MW.

Sergio García, Gerente de la GBU Renovable Zona Norte de ENGIE Chile, y encargado de encabezar la actividad en el sitio, dijo: “Estamos muy contentos de recibir a más de 50 personas en nuestra primera cuenta pública participativa de la Central Hidroeléctrica Chapiquiña. Agradecidos de tener la posibilidad de contarles sobre la labor que realizamos en el día a día y poder resolver sus inquietudes respecto al funcionamiento del sitio”.

Mientras que Cristián Parraguez, Jefe de Asuntos Corporativos de la Zona Norte de ENGIE Chile, destacó la instancia, explicando que “para nosotros es fundamental contar con este espacio de diálogo transparente que permite establecer lazos sólidos con las comunidades locales de manera de potenciar los territorios, su crecimiento y sus capacidades”.

La Central Hidroeléctrica Chapiquiña opera desde 1967, está compuesta por 2 Unidades que permiten tener una producción anual de energía de 44,8 GWh, evitando emitir 13.400 toneladas de CO2.

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La globalización de Tongwei avanza y su estrategia de integración vertical está impulsando el futuro de la energía limpia en Europa

Del 19 al 21 de junio, se celebrará en Múnich, Alemania, la Intersolar Europe, en que Tongwei presentará su destacada gama de módulos solares, impulsando la transformación energética en Europa.

Ante los altos precios de la energía y la urgencia de la transición energética, los países europeos están impulsando activamente la transformación hacia energías verdes.

Se espera que el mercado europeo mantenga un crecimiento del 24% en 2024, con una potencia instalada total estimada en Europa hasta 105 GW durante todo el año, los módulos de tipo N, con sus ventajas de alta potencia, eficiencia, confiabilidad y ganancia en la generación de energía, están recibiendo una atención y preferencia generalizadas debido a su fuerte adecuación a las demandas del mercado europeo.

Reducir los costos de fabricación y los costos de electricidad por kwh mediante los grandes tamaños y la alta potencia ya se ha convertido en una tendencia inevitable para el avance de la industria fotovoltaica, esto es completamente coincidente con el desarrollo de la tecnología tipo N y la tecnología de módulo de Tongwei.

Impulsado por gen de la ciencia y la innovación, Tongwei ha desarrollado con éxito la primera línea piloto de células grandes de PECVD Poly en la industria, lo que ha solucionado numerosos desafíos técnicos bajo las condiciones de producción a escala de contacto de tipo N, lo que ha mejorado significativamente la eficiencia de conversión. Actualmente, las células producidas utilizando la tecnología TNC de Tongwei tienen una eficiencia de producción que supera el 26.7%.

La fabricación inteligente ecológica lidera el camino hacia una baja emisión de carbono

Como la primera empresa fotovoltaica en ingresar al ranking Fortune Global 500, Tongwei se incorpora «fabricación inteligente ecológica» y tecnología innovadora en los productos, fabricando productos que se ajusten a las necesidades locales en diferentes aplicaciones y mercados.

Al mismo tiempo, mediante el uso de tecnologías clave como 5G, plataformas en la nube, y big data, se ha construido la fábrica verde más inteligente, de menor costo de proceso y más respetuosa con el medio ambiente del mundo: la Base de Tecnología Tongwei en Jintang. En comparación con los talleres tradicionales, la fabricación inteligente 5G ha llevado los indicadores clave como la eficiencia de conversión de las células, la tasa de grado A, la tasa de desechos y el costo de los materiales no de silicio a niveles líderes en la industria.

El uso de robots inteligentes IGV ha reducido la mano de obra en más del 60%, aumentando la eficiencia de producción en más del 160% y reduciendo el consumo de energía en aproximadamente un 30%. Tongwei utiliza su gen tecnológico para la fabricación inteligente de los productos de módulos ecológicos y eficientes para el mundo.

Aceleración de la globalización y la integración vertical

Los módulos de Tongwei son muy apreciados en los mercados extranjeros, exportándose a más de 40 países y regiones, incluidos Francia, Alemania, los Países Bajos, Chile, Brasil, Japón, República de Corea, Singapur, entre otros. En el futuro, Tongwei también establecerá equipos locales especializados en el mercado de Europa para proporcionar soluciones integradas de ventas y postventa adaptadas a las necesidades locales de los clientes.

Como una empresa líder mundial de células solares y silicio, Tongwei incursionó en la fabricación de módulos en 2022. Sólo en un año, el volumen de envío de módulos de Tongwei en 2023 se encontró entre los cinco primeros a nivel mundial. Desde la tecnología hasta la capacidad de producción, desde el silicio hasta los módulos, Tongwei está «acelerando el desarrollo» en todos los eslabones de la cadena industrial. En el futuro, Tongwei seguirá innovando para proporcionar a la industria más productos de alta calidad y eficiencia.

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Buenos Aires ratificó su interés en que la planta de GNL se instale en Bahía Blanca

El ministro de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica de Buenos Aires, Augusto Costa, afirmó que “En el marco de un contexto difícil, queremos ratificar la voluntad del Gobierno bonaerense de trabajar codo a codo con YPF, Petronas y el puerto de Bahía Blanca”, en el proyecto de instalación de la planta productora de GNL en ésa zona portuaria.

“Este proyecto le va a cambiar las perspectivas a la provincia y al país. No vemos motivos para que sea puesto en cuestión”, afirmó el funcionario en conferencia de prensa.

El gobierno de Javier Milei esta promoviendo cambios en este sentido, con lo cual la planta de GNL tendría como destino la provincia de Río Negro.

El ministro Costa se refirió a la declaración de interés provincial del proyecto de YPF para la instalación de una planta de licuefacción de gas natural en el Puerto de Bahía Blanca, la cual se comenzó a proyectar 2017 y cuyos trabajos conjuntos avanzaron hasta efectivizar en 2023 la reserva de 1.500 hectáreas en el predio del Puerto Bahía Blanca para poder localizar la planta allí.

“Trabajamos para dar continuidad a proyectos de inversión muy importantes, que es necesario que sigan su curso. Uno de ellos es el proyecto de la planta de licuefacción de gas en el puerto de Bahía Blanca, que tiene que ver con la recuperación de YPF (2012) y el desarrollo de Vaca Muerta, para tener una producción de GNL en nuestra provincia. Dada su importancia, el Gobernador lo declaró proyecto de interés provincial”, remarcó el ministro.

Asimismo, Costa explicó: “A través de esta inversión se llegará a producir entre 25 y 30 millones de toneladas por año. Es un proyecto estratégico y clave, ya que implica un impulso para el desarrollo productivo con agregado de valor, fuerte aumento de las exportaciones, incentivo a la operatoria portuaria bonaerense y un gran generador de empleo”.

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YPF incrementará su actividad exploratoria sobre Vaca Muerta en Mendoza

YPF concluyó la primera etapa del proyecto exploratorio no convencional a Vaca Muerta en Mendoza y a partir de los resultados obtenidos avanzará con otro pad de pozos en un segundo período exploratorio para el 2025, informó la Compañía.

Los pozos perforados en el extremo sur del departamento de Malargüe fueron descubridores de petróleo y permitirían a YPF extender los límites productivos de la formación geológica, más allá del hub core que se encuentra principalmente localizado en Neuquén.

En línea con la estrategia de expandir el conocimiento de VM, se asociaron compromisos exploratorios en dos bloques. En CN VII A, se perforó el pozo vertical Aguada Negra de 2.576 metros con rama horizontal de 1.074 metros, mientras que en Paso Bardas Norte se llevó adelante un pozo horizontal de 1.059 metros.

Luego se realizaron un total de 25 etapas de fracturas (12 en Paso Bardas Norte y 13 en Aguada Negra) para comenzar, el 18 de febrero pasado, los ensayos con el objetivo de evaluar los niveles de reservorio. Actualmente los pozos muestran interesantes datos de productividad de petróleo, según los últimos registros, indicó la petrolera de mayoría accionaria estatal.

YPF proyecta pasar a un segundo período en el permiso exploratorio CN VII A, en el marco de un plan que contempla realizar en el 2025 un piloto vertical y dos ramas horizontales de 2.500 metros a mayor profundidad.

Este proyecto piloto no convencional es el primero que desarrolla YPF en la provincia y tiene como objetivo impulsar la continuidad de la exploración de Vaca Muerta. Se puso en marcha en el segundo trimestre del 2023 permitiendo la obtención de datos geológicos relevantes para interpretar y caracterizar las condiciones que presenta la formación sobre el borde mendocino.

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Grupo Indalo presentó “Sustentabilidad Indalo”

Grupo Indalo presentó “Sustentabilidad Indalo”, un área de sustentabilidad empresarial, la cual estará presidida por el vicepresidente de Relaciones Institucionales, Julián Leunda. Tendrá como objetivo fortalecer el lazo entre las empresas y las comunidades, mejorar el compromiso de los trabajadores con la sustentabilidad e implementar prácticas que contribuyan al cuidado del ambiente y de la sostenibilidad de los negocios, según precisaron.

“El Grupo Indalo es un actor clave en la economía de la Argentina: apuesta por el desarrollo del país desde hace más de veinte años y por eso es de vital importancia comprometernos con un vínculo efectivo y responsable en todos los territorios y áreas donde desarrollamos nuestras actividades”, manifestó Leunda en su exposición durante la presentación.

Asimismo, aseveró que “el impacto de las acciones en las comunidades obliga a tomar conciencia de la relevancia y la necesidad de adquirir prácticas sustentables a nivel empresarial”.

Por su parte, el accionista del Grupo, Fabián de Sousa, profundizó sobre el desarrollo de la nueva área: “La sustentabilidad es fundamental para nuestro grupo y nuestras empresas. Al centrarnos en ella, mediante la adopción de medidas que disminuyan el impacto ambiental, la optimización de los recursos, el fomento de la innovación, fortalecemos nuestra posición en la economía y nuestra competitividad. Es mucho más que una adaptación a los standares corporativos actuales, es asegurarnos un futuro próspero y seguro para los empleados, clientes, proveedores, y la comunidad en general”.

El evento

Del evento participaron Nacho Vivas, CEO de Grupo Indalo; Justo Lamas, responsable de RSE; Leandro Librera, gerente corporativo de capital humano; Lisandro López, gerente general de Providencia Seguros; Nicolás Bocache, director general de contenidos y noticias de C5N; Sebastián Pedron, director división radios de Indalo Media; Guillermo Gammacurta, gerente de unidad digital; Fernando Giliberti, CEO de Pilgrim;  Marcelo Miani, director comercial de INN desarrollos, entre otros directores y gerentes del grupo.

, Redaccion EconoJournal

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Para evitar que se agrave la crisis del gas, Enarsa compró en directa un cargamento de GNL a Petrobras

Funcionarios del área energética del gobierno cuentan las horas que faltan para que arribe un cargamento de Gas Natural Licuado (GNL) comprado en forma directa -es decir sin licitación pública- a Petrobras, la empresa controlada por el estado brasileño, para tratar de descomprimir la sorpresiva crisis del gas que tiene contra las cuerdas el despacho de energía en todo el país.

En los últimos 10 días, el gobierno empezó a cortar el abastecimiento del gas bajo el contrato interrumpible para estaciones de GNC en el Conurbano bonaerense y en La Plata y también en algunas provincias del interior del país. Durante el fin de semana, la medida se extendió hacia estaciones de servicio ubicadas en la Ciudad de Buenos Aires y a comercios e industrias que tienen contratado el gas natural bajo el contrato de servicio interrumpible.

En estado crítico

Pese a esas interrupciones, se prevé que está semana el sistema seguirá funcionando de manera crítica —de hecho, el jueves el Enargas declaró la pre-emergencia del sector gasífero- porque la demanda residencial está orillando los 80 millones de metros cúbicos día (MMm3/d), cuando los escenarios más severos que había anticipado el gobierno estimaban una demanda de 67 MMm3/día. Si bien las temperaturas pronosticadas están por debajo de lo habitual para esta época del año, el gobierno está en una situación comprometida porque no gestionó con la mayor celeridad posible la finalización de las plantas comprensoras del Gasoducto Néstor Kirchner, que permitirían duplicar la capacidad de transporte del ducto, y la importación de combustibles líquidos prevista no fue suficiente para suplir la demanda de gas y energía eléctrica registrada en las últimas semanas. Por eso, Cammesa, la empresa encargada del despacho, debió salir de urgencia la semana pasada a licitar la importación de 12 cargamentos de gasoil y fueloil.

Al mismo tiempo, Enarsa llevó adelante negociaciones en forma directa con el gobierno de Brasil y con directivos de Petrobras para comprar un cargamento de GNL, que en una primera instancia se dirigía hacia Brasil y el fin de semana redireccionó su punto de destino hacia la terminal de Escobar.

El cargamento

Fuentes privadas indicaron que el cargamento de GNL adquirido a Petrobras —lo que está haciendo la petrolera brasileña es revendiendo el producto a Enarsa— arribará a la terminal resgasificadora ubicada al norte de la provincia de Buenos Aires en la noche de este lunes o a más tardar en la madrugada del martes y aportará 44 millones de m3 de gas natural.

Prácticamente no hay antecedentes de una compra directa de Enarsa a un proveedor de GNL dado que, al ser una empresa estatal, la compañía pública siempre intenta adquirir GNL mediante licitaciones internacionales que propicien la participación de distintos oferentes. Sin embargo, por la crítica situación que atraviesa el sistema se optó por ir a una compra directa sin licitación para garantizar el suministro de gas durante los próximos días.

En forma simultánea, Enarsa salió a licitar la importación de ocho cargamentos de GNL para los meses de julio y agosto. Las ofertas deberán estar listas mañana al mediodía. 

, Redaccion EconoJournal

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TGS presentó el Reporte ASG 2023 con la meta de reducción de 50% de emisiones de metano

En su 12° Reporte ASG, TGS detalló sus indicadores de gestión 2023, sus avances y resultados, y presentó su estrategia corporativa en sustentabilidad. “Es un documento que alinea los más altos estándares internacionales GRI y SASB y está elaborado a partir de la priorización de 9 de los 17 Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), acorde a los principios establecidos por las Naciones Unidas”, destacaron desde la firma.

En el plan estratégico se establecieron las líneas de acción en materia de triple impacto, permitiendo guiar la gestión de tgs a través de compromisos concretos e indicadores clave de desempeño, que permiten medir los avances al mismo tiempo que establece mejoras, según precisaron.

Este documento posicionó a tgs entre las principales empresas argentinas en materia de reporting, con los más altos estándares en la medición de la sostenibilidad de sus operaciones.

“Nos propusimos el desafío de elaborar un Plan Estratégico ASG, en el cual trabajamos en equipo y de forma transversal con todas las áreas de la compañía con el fin de potenciar la gestión sustentable del negocio, responder a las expectativas de nuestros grupos de interés e impulsar nuestra contribución a la Agenda de Desarrollo Sostenible”, afirmó Oscar Sardi, CEO de TGS.

Sustentabilidad

La compañía integra el Índice de Sustentabilidad de Bolsas y Mercados Argentinos (ByMA) por quinto año consecutivo. Este panel está integrado por 15 organizaciones y destaca a empresas con buenas prácticas en materia Ambiental, Social, de Desarrollo Sostenible y Gobierno Corporativo.

TGS emite su reporte de sustentabilidad desde el año 2003, pero por segundo año consecutivo se adapta a las últimas tendencias internacionales de reporting y lo emite en formato de ASG, por sus siglas en inglés Environment (Ambiente), Social y Governance (Gobierno Corporativo).

“TGS ratificó su compromiso con los Principios del Pacto Global de la ONU, del cual es socio fundador desde 2004, para continuar contribuyendo al diálogo con todas y cada una de sus partes interesadas, al mismo tiempo que continúa mejorando su gestión ambiental, social y económica”, aseguraron desde la firma.

Link para ingresar al Reporte.

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